Основы смачиваемости

Основы смачиваемости
Ваэль Абдалла
Эдмонтон, Альберта, Канада
Джил С. Бакли
New Mexico Petroleum Recovery
Понимание смачиваемости пласта играет важную роль в оптимизации
извлечения нефти. Характер смачиваемости (смачиваемость нефтью
или водой) влияет на многие аспекты поведения пласта, особенно при
Сокорро, Нью-Мексико, США
заводнении и применении методов повышения нефтеотдачи. Неверное
Эндрю Карнеги
предположение о характере смачиваемости пласта может привести к его
Куала-Лумпур, Малайзия
необратимым повреждениям и осложнению разработки.
Джон Эдвардс
Бернд Херольд
Маскат, Оман
Эдмунд Фордэм
Кембридж, Англия
Арне Грауэ
University of Bergen
Берген, Норвегия
Тарек Хабаши
Никита Селезнев
Клод Синьер
Бостон, Массачусетс, США
Хасан Хусейн
Petroleum Development Oman
Маскат, Оман
Бернар Монтарон
Дубай, ОАЭ
Муртаза Зиауддин
Абу-Даби, ОАЭ
Силы смачивания играют заметную
роль в окружающем нас мире. Они,
в частности, используются для практических приложений, как в случае
дождевой воды, собирающейся в капли на покрытом воском кузове автомобиля, что способствует защите от
коррозии. Другой любопытный пример: в построенном ребенком замке
из песка силы смачивания заставляют песчинки держаться вместе, сохраняя шедевр детского творчества.
Силы смачивания влияют на поведение нефте- и газонасыщенных
пластов во многих аспектах, включая насыщенность, многофазные течения, а также ряд параметров, определяемых по каротажу. Однако перед
рассмотрением всех этих вопросов
необходимо уточнить, что такое смачиваемость.
Смачиваемость описывает предрасположенность твердого мате-
риала к контактированию с одной
жидкостью, нежели с другой. Хотя
термин “предрасположенность” может показаться неуместным в отношении неодушевленного предмета,
он адекватно характеризует баланс
между силой поверхностного натяжения и силой, действующей на
поверхности раздела фаз. Капля
предпочтительнее
смачивающей
жидкости вытеснит другую жидкость с поверхности материала и в
конечном счете растечется по всей
этой поверхности. И наоборот, если
несмачивающая жидкость попадет
на твердую поверхность, уже покрытую смачивающей жидкостью, то
несмачивающая жидкость соберется
в каплю с минимальной площадью
контакта с поверхностью. Если же
не имеет места ни сильного смачивания поверхности водой, ни сильного смачивания ее нефтью, баланс
Благодарим за помощь в подготовке данной
статьи: Остина Бойда, Габриэлу Лью и Ромена Приу
(Бостон, Массачусетс, США), Рэя Кеннеди (Эдмонтон, Альберта, Канада), Патриса Линьёля (Дахран,
Саудовская Аравия), Джона Маккаллаха (ШугарЛенд, Техас, США), Жюльметту Пикар (Кламар,
Франция), Рагу Рамамурти (Абу-Даби, ОАЭ) и Алана
Сиббита (Москва, Россия). Также благодарим участников семинара Schlumberger по смачиваемости,
проведенного в мае 2007 года в Бахрейне.
ECLIPSE, RSTPro (Reservoir Saturation Tool) и WFL
(Water Flow Log) являются товарными знаками
компании Schlumberger.
54
Рис. 1. Краевой угол смачивания. Нефть (зеленый цвет), окруженная водой (синий
цвет) на гидрофильной поверхности, образует каплю (слева на рис.). Краевой угол
смачивания θ практически равен нулю. Если поверхность смачивается нефтью (справа на рис.), капля растекается, и краевой угол приближается к 180º. На поверхности
с промежуточной смачиваемостью (в центре рис.) также образуется капля, но краевой угол зависит от баланса сил поверхностного натяжения (γ so , γ sw и γ ow для границ
«поверхность/нефть», «поверхность/вода» и «нефть/вода» соответственно).
Нефтегазовое обозрение
сил в системе «нефть/вода/твердое
тело» будет таким, что между двумя жидкостями на твердой поверхности возникнет краевой угол смачивания θ (рис. 1).
Во многих промысловых работах
влияние смачиваемости часто считается подобным действию двоичного
переключателя — предполагается, что
существует лишь два типа смачиваемости и порода может быть либо смачиваемой водой (гидрофильной), либо
смачиваемой нефтью (гидрофобной).
Такое крайнее упрощение скрывает
всю сложность физики смачиваемости
породы пласта. В однородном пористом материале, насыщенном нефтью
и водой, сильное смачивание водой
является одним из крайних случаев
непрерывного диапазона, в котором
твердая поверхность скелета пористой
среды обладает выраженным сродством к воде. Поверхность, сильно смачиваемая нефтью, обладает большим
сродством с нефтью. 1 Весь этот непрерывный диапазон характеризуется
различной степенью смачиваемости,
и если твердый пористый материал не
имеет выраженного сродства к одной
из насыщающих его жидкостей, то в
подобных случаях говорят о промежуточном или нейтральном смачиваЛето 2007
нии. Параметры, определяющие положение данной конкретной системы
в этом диапазоне смачиваемости, обсуждаются ниже.
Породы пласта — это сложные
структуры,
часто
характеризуемые разнообразным минеральным
составом. Разные минералы могут
обладать различными типами смачиваемости, что сильно затрудняет
определение общей смачиваемости
сложной по минералогическому составу породы. Как правило, основные минералы пород пласта — это
кварцы, карбонаты, доломиты, которые до миграции в них нефти являются гидрофильными.
Это еще больше усложняет ситуацию: история формирования насыщения материала может повлиять на
смачиваемость поверхности, так как
поверхности пор, ранее контактировавшие с нефтью, могут оказаться гидрофобными, а неконтактировавшие —
гидрофильными. Для описания обоих
случаев использовались различные понятия, включая смешанное, частичное
и пятнистое (dalmation) смачивание. В
данной статье общий термин «смешанное смачивание» будет применяться к
любому материалу с неоднородным характером смачивания. Важно отметить
принципиальную разницу между промежуточным смачиванием (т.е. отсутствием предрасположенности к сильному смачиванию каким-либо флюидом)
и смешанным смачиванием (т.е. возможностью одновременного проявления на одной и той же поверхности
разных типов смачивания, включая,
возможно, и промежуточное).
Еще одно важное обстоятельство,
которое необходимо иметь в виду,
заключается в том, что поверхность,
предпочтительнее смачиваемая водой, тем не менее, может находиться
в контакте с нефтью или газом. Смачиваемость не описывает состояние
насыщения — она указывает на предрасположенность твердого материала
смачиваться определенной жидкостью
при условии, что этот флюид присутствует. Таким образом, гидрофильную
породу можно очистить, высушить и
полностью насытить алканом, хотя
поверхности пор в этой породе так и
останутся смачиваемыми водой. Это
легко увидеть: опустите фрагмент такой нефтенасыщенной, но гидрофильной породы в стакан с водой — и он са1. Если в данной статье не указано иное, термины «смачиваемость водой» и «смачиваемость
нефтью» подразумевают сильную смачиваемость.
55
мопроизвольно вберет в себя большое
количество воды, нефть же будет вытеснена. Указанное явление принято
называть капиллярной пропиткой.
Строго говоря, понятие «пропитки» относится к увеличению насыщенности смачивающей фазой, будь
то самопроизвольное впитывание
или принудительный процесс, такой,
как заводнение гидрофильных пластов. И наоборот, «дренирование»
означает рост насыщенности несмачивающей фазой. Однако на практике термин «пропитка» используется
для описания процесса повышения
водонасыщенности, тогда как термин
«дренирование» — для повышения нефтенасыщенности. Поэтому при чте-
Рис. 2. Формирование переходной зоны. В однородном пласте имеется переход от высокой нефтенасыщенности в верхней части до высокой водонасыщенности в подошве (синие
кривые), который связан с капиллярным давлением Р с, являющимся разностью между
давлениями воды и нефти на границе раздела (см. уравнения выше). Силы смачивания на
поверхности капиллярной трубки, смачиваемой водой (СВ), вызывают подъем воды (левая
врезка), которая вытесняет нефть. Но если внутренняя поверхность трубки смачивается
нефтью (СН), нефть выдавит воду вниз (правая врезка). Сила смачивания и, следовательно,
Р с обратно пропорциональны радиусу капилляра. Высота капиллярного подъема h определяется балансом между силами смачивания и весом жидкости, вытесненной за границу
раздела фаз. Перенося эти рассуждения на пористый пласт, следует отметить, что в нем
имеется уровень свободной воды (УСВ), устанавливающийся там, где капиллярное давление
в системе «вода-нефть» равно нулю. Поскольку пористые породы характеризуются определенным распределением размеров пор и поровых каналов (аналогично распределению
капилляров) на каждой конкретной высоте над УСВ, то та часть пор, которые, согласно
данному распределению размеров, могут удерживать воду на данной высоте над УСВ, будет
насыщена водой. При большей высоте плавучесть нефти в воде создает большее капиллярное давление, достаточное для вытеснения воды из более узких пор. Водонефтяной
контакт (ВНК) в гидрофильном пласте (слева на рис.) находится выше УСВ, что указывает на
необходимость приложить давление, чтобы нефть проникла в самые большие поры. ВНК в
гидрофобном пласте (справа на рис.) находится ниже УСВ, и для вытеснения нефти водной
фазой из самых больших пор также требуется давление. ВНК отделяет зону, насыщенную
преимущественно нефтью, от зоны, насыщенной преимущественно водой.
56
нии текстов, в которых используются
эти понятия, следует обращать внимание на то, как они определяются.
В настоящей статье описываются
явления смачиваемости на нефтяных
месторождениях и далее обсуждаются химические и физические основы
смачивания, объясняющие эти явления. Основной упор делается на взаимодействиях между водой, нефтью
и твердой фазой, хотя также существуют системы «газ/жидкость/твердая фаза», в которых смачиваемость
тоже играет важную роль. Кратко
описываются методы измерений и
приводятся два примера исследований ближневосточных меловых
пород и результаты лабораторного
исследования меловых отложений
Северного моря, которые требуют
понимания смачиваемости. В конце
статьи рассказывается о лабораторных методах, которые могут расширить наши возможности в измерении
и моделировании смачиваемости.
Практическое значение
смачиваемости
Благоприятные цены на нефть увеличили рентабельность заводнения
и некоторых методов повышения
нефтеотдачи. Если в коллекторе присутствуют несколько фаз,
то важно получить информацию о
смачиваемости. 2 Однако даже при
первичной добыче смачиваемость
влияет на продуктивность и степень извлечения нефти. 3 Исходная
смачиваемость пласта и смачиваемость, изменяющаяся во время
и после миграции углеводородов,
влияет на начальное распределение
водонасыщенности в пласте S wi и
динамику его разработки.
Большинство пластов до миграции нефти являются гидрофильными и имеют протяженную переходную зону постепенного изменения
характера насыщения – от преимущественной насыщенности нефтью
с остаточной водой в верхней части переходной зоны до преимущественной насыщенности водой
в ее нижней части. Такой переход
определяется разностью давлений
в нефтяной и водной фазах, обусловленной контрастом плотности,
и тесно связан с определением капиллярного давления Р с (рис. 2).
Нефтегазовое обозрение
При миграции нефти в гидрофобный коллектор будет другая динамика насыщения: практически максимальная нефтенасыщенность к
подошве коллектора. Эта разница
отражает легкость проникновения
смачивающего флюида в пласт.
Слои внутри пласта также могут
характеризоваться разной смачиваемостью из-за различий в литологии. Низкопроницаемая зона
может
оставаться
смачиваемой
водой, если миграция нефти в нее
незначительна или вообще отсутствует, тогда как соседние пласты
становятся лучше смачиваемыми
нефтью. Объяснить же другие изменения смачиваемости, вероятно,
не столь просто. Так, считается, что
ряд карбонатных пластов на Ближнем Востоке характеризуются изменчивостью смачиваемости в пропластках, но причина этого до сих
пор не выяснена.
Такая неоднородная смачиваемость может повлиять на добычу.
Например, в модели, построенной
с помощью программного комплекса моделирования разработки
ECLIPSE, были учтены параметры,
типичные для ближневосточных
карбонатных коллекторов, и принята одинаковая проницаемость слоев, смачиваемых водой и нефтью.
За счет капиллярных эффектов,
при заводнении вода лучше проникает в слои, смачиваемые водой, а
не нефтью, поэтому и нефтеотдача
из нефтенасыщенных пропластков
должна быть весьма мала.
Смачиваемость также влияет на
количество нефти, которое можно
извлечь из пор, путем измерения
остаточной
нефтенасыщенности
S or после заводнения. Нефть в гидрофильном пласте остается в более крупных порах, где она может
2. В 1986–1987 гг. был опубликован обширный
обзор литературы по смачиваемости:
Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part
1: Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of
Core Handling on Wettability,” Journal of Petroleum
Technology 38 (October 1986): 1125–1144.
Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part
2: Wettability Measurement,” Journal of Petroleum
Technology 38 (November 1986): 1246–1262.
Anderson WG: “Wettability Literature Survey—Part
3: The Effects of Wettability on the Electrical
Properties of Porous Media,” Journal of Petroleum
Technology 38 (December 1986): 1371–1378.
Лето 2007
терять сплошность, распадаясь на
отдельные капли, и удерживаться.
Нефть в пласте, смачиваемом нефтью, или в пласте со смешанной
смачиваемостью прилипает к поверхностям пор, что увеличивает
вероятность возникновения непрерывного фильтрационного пути к
добывающей скважине и приводит
к снижению S or .
Поскольку эффекты смачиваемости проявляются как в масштабе
пор, так и в масштабе всего пласта,
они могут существенно влиять на
экономические показатели проекта
разработки. Таким образом, от S wi
и S or зависит нефтеотдача — один
из важнейших параметров, оцениваемых при разведке и в процессе
добычи. Кроме того, с изменением
смачиваемости пласта изменяются
и относительные проницаемости
для воды и нефти. Неправильное
понимание характера смачиваемости в проектах, связанных с большими начальными капиталовложениями в инфраструктуру (например, на
глубоководных месторождениях),
может привести к очень дорогостоящим последствиям.
С м ач и ва емос ть вли я ет на эфф е кт ивнос ть з а воднени я , к оторо е т о же м ожет бы ть с опр я жено с
б о л ь ш и м и на ч а льны ми з а тр а та м и .
С и л ы , к онтр оли р ующи е пр опи тк у
( т. е . с пос обнос ть пла с та впи ты ва ть
см а ч и ва ющую фа з у), опр еделя ют,
н а ско льк о легк о з а к а ч а ть воду в
пл а с т и к а к она будет ми гр и р ова ть
в г и д р офи льном пла с те. Н а пос лед ую щ и х с та ди я х з а воднени я пр ои сх о ди т пр ор ы в воды к добы ва ющ и м с к ва жи на м . Н ефтеотда ч а и з
г и д рофи льного пла с та до пр ор ы ва
в о д ы о бы ч но пр евы ша ет допр ор ы вн ую нефтеотда ч у и з ги др офобного
пл а с т а .
Anderson WG: “Wettability Literature Survey—
Part 4: Effects of Wettability on Capillary
Pressure,” Journal of Petroleum Technology 39
(October 1987): 1283–1300.
Anderson WG: “Wettability Literature
Survey—Part 5: The Effects of Wettability on
Relative Permeability,” Journal of Petroleum
Technology 39 (November 1987): 1453–1468.
Anderson WG: “Wettability Literature
Survey—Part 6: The Effects of Wettability
on Waterflooding,” Journal of Petroleum
Technology 39 (December 1987): 1605–1622.
3. Morrow NR: “Wettability and Its Effect
on Oil Recovery,” Journal of Petroleum
Смачиваемость также может влиять на вытеснение нефти газом.
Фронт закачиваемого газа или нефтяной вал может вытеснять воду,
если она подвижна, опять же изменяя приток в зависимости от преимущественной смачиваемости пласта
водой или нефтью. Кроме того, если
в нефти присутствуют асфальтены,
то контакт с закачиваемым углеводородным газом может нарушить
фазовое равновесие и привести к
осаждению асфальтенов. Как будет
изложено далее, такое осаждение
может изменить характер смачиваемости поверхностей пор.
Смачиваемость или ее изменение
может повлиять на разработку даже
газоносных пластов. Блокирование
призабойной зоны конденсатом
снижает приток газа. В некоторых
методах извлечения применяются химические средства для изменения смачиваемости в этой зоне,
чтобы вызвать приток нефти и устранить закупоривание. 4
Некоторые способы повышения
нефтеизвлечения
обеспечивают
преодоление сил смачивания, которые удерживают нефть. С этой
целью либо изменяют предпочтительную смачиваемость пласта в
сторону большей смачиваемости
нефтью, либо снижают поверхностное натяжение на границе раздела флюидов, тем самым уменьшая
силы смачивания.
Смачиваемость влияет и на некоторые виды каротажных измерений. Для каротажа сопротивлений
необходим непрерывный путь тока
через породу, который обеспечивается водой. Масса воды в гидрофобном пласте может и не быть непрерывной, что приводит к изменению
показателя насыщения n в уравнении Арчи, связывающем насыщенTechnology 42, no. 12 (December 1990):
1476–1484.
4. Подробнее о газоконденсатных коллекторах
см.: Fan L, Harris BW, Jamaluddin A, Kamath J,
Mott R, Pope GA, Shandrygin A and Whitson CH:
“Understanding Gas-Condensate Reservoirs,” Oilfield
Review 17, no. 4 (Winter 2005/2006): 14–27.
О примере изменения смачиваемости в газоконденсатных скважинах см.: Panga MKR, Ooi
YS, Chan KS, Enkababian P, Samuel M, Koh PL
and Chenevière P: “Wettability Alteration
Used for Water Block Prevention in HighTemperature Gas Wells,” World Oil 228, no. 3
(March 2007): 51–58.
57
ность и удельное сопротивление. 5
При смачивании водой n 2, но при
смачивании нефтью n больше 2.
Поэтому, если при расчетах для
гидрофобного пласта задать n = 2,
то оценка насыщения по удельному
сопротивлению, скорее всего, будет
неправильной.
Измерения методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) также
зависят от положения флюидов
по отношению к поверхности пор.
Скорости релаксации несмачивающего флюида близки к таковым для
свободного флюида, потому что несмачивающий флюид находится в
средней части пор, тогда как смачивающая фаза характеризуется меньшим временем релаксации из-за поверхностных взаимодействий. 6
Смачиваемость играет важную роль
при разработке буровых растворов,
особенно на углеводородной основе.
Например, в растворы добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ)
для удержания твердых частиц во взвешенном состоянии. Фильтрат раствора
на углеводородной основе, в котором
углеводородная основа является дисперсионной средой, содержащий гидрофильные ПАВ, проникает в призабойную зону пласта и может изменить
тип смачиваемости пор. 7 Это может
привести к изменению распределения
флюидов в поровом пространстве и
исказить результаты каротажа. Поскольку такие изменения не всегда постоянны, проводят повторные измерения несколькими последовательными
каротажными рейсами.
Краевой угол натекания воды, градусы
180
Lagrave
150
Lagrave
120
AM93
AM93
MarsMPink
MarsMPink
Tensleep
Tonsleep
90
60
MarsMYellow
MarsMYellow
30
0
0
0,2
0,4
0,6
Объемная доля нефти
0,8
1,0
20
Сила проходящего света, мкВт
7 000 фунт/дюйм2
15
47 мкм
8 000 фунт/дюйм2
8 500 фунт/дюйм2
47 мкм
11 500 фунт/дюйм2
47 мкм
47 мкм
5 500 фунт/дюйм2
10
47 мкм
Давление начала осаждения асфальтенов
Давление насыщения
5
0
4 000
6 000
8 000
10 000
Д авление, фунт / д юй м 2
12 000
14 000
Рис. 3. Изменение смачиваемости из-за осаждения асфальтенов. Краевые углы смачивания измерены после воздействия нескольких нефтей, разбавленных н-гептаном до разной
объемной доли (вверху на рис.). Краевой угол заметно увеличился вблизи точки осаждения
асфальтенов (большие темные кружки). Другим способом инициирования осаждения асфальтенов является снижение давления (внизу на рис.). При снижении давления в ячейке
PVT до значения начала осаждения асфальтенов они начинают флоккулировать (выпадать
хлопьями), как видно на микрофотографиях, сделанных под высоким давлением. Выпадение
асфальтенов из раствора сопровождается уменьшением светопропускания (синий цвет).
58
Изменения смачиваемости
Силы
смачивания
устанавливают равновесие между как минимум
тремя веществами: одним твердым
и двумя жидкими. 8 Состав этих веществ и окружающие условия влияют на преимущественную смачиваемость. Поэтому мы должны
рассмотреть
компоненты
нефти,
химические свойства рассолов и условия на поверхности минералов, а
также температуру, давление и историю формирования насыщения. 9
Состав нефти – главная причина
изменения смачиваемости естественно гидрофильной поверхности,
потому что все компоненты, изменяющие ее, сосредоточены в нефтяной
фазе. Такими компонентами являются полярные соединения, содержащиеся в смолах и асфальтенах. Оба
эти вещества одновременно обладают и гидрофильными, и гидрофобными характеристиками. Объемный
состав сырой нефти определяет растворимость полярных компонентов.
Нефть, являющаяся плохим растворителем для собственных ПАВ,
будет иметь бóльшую склонность
изменять смачиваемость, чем хорошо растворяющая нефть (рис. 3). 10
Температура, давление и состав сырой нефти влияют на стабильность
асфальтенов (см. «Асфальтены: проблемы и перспективы», стр. 28).
Чтобы компоненты нефти смогли
вызвать изменение смачиваемости,
нефтяная фаза должна вытеснить
рассол с поверхности. Поверхность
гидрофильного материала покрыта водяной пленкой. 11 В части этой
пленки, прилегающей к поверхности, образуется двойной электрический слой: избыточным зарядам на
твердой поверхности противостоят
ионы электролита, заряженные противоположно. Первый слой воды с
этими ионами – статический, а второй обменивается ионами со свободной водой.
Когда две поверхности контакта,
например, между твердой поверхностью и водой и между водой и
нефтью, находятся рядом, они отталкиваются или притягиваются за
счет ван-дер-ваальсовых и электростатических сил и структурного или
сольватационного взаимодействия. 12
Результирующая сила обычно выНефтегазовое обозрение
Лето 2007
180
12,5
10,0
Краевой угол натекания воды, градусы
ражается как сила, действующая на
единицу площади, и называется расклинивающим давлением. Положительное расклинивающее давление
разделяет поверхности, а отрицательное — притягивает. На характер
и величину расклинивающего давления влияет состав нефти, а также рН
и состав рассола.
Эти величины измерялись для прогнозирования стабильности водной
пленки, и общие тенденции подтвердились экспериментально. Атомно-силовая микроскопия позволила получить изображения твердых
поверхностей после выдерживания,
иллюстрирующие сложность поверхностных взаимодействий (рис. 4). 13
При дестабилизации пленки полярные компоненты сырой нефти могут
закрепиться на поверхности и сделать ее более гидрофобной. Двухвалентные ионы в растворе, такие, как
Са 2 +, также могут дестабилизировать пленку.
Из-за различий в распределении и
природе ионизированных участков
на твердой поверхности диапазоны
значений рН, вызывающих дестабилизацию в карбонатных пластах
и песчаниках, также различаются.
Поверхность кварца имеет отрицательный заряд при рН около 2, поэтому на ней могут адсорбироваться
положительные ионы (основные химические соединения). 14 Наоборот,
поверхность кальцита может иметь
положительный заряд при рН менее
9,5, и на ней могут адсорбироваться отрицательно заряженные ионы
(кислые соединения). Смачиваемость карбонатных пластов также
зависит от специфических взаимодействия с карбоновыми кислотами
и реакционной способности карбонатных минералов. 15
Существование двойных слоев в водной фазе объясняет различия между
нефтенасыщенным и смачиваемым нефтью материалом. Если водная пленка
стабильна, компоненты сырой нефти
не могут закрепиться на твердой поверхности и изменить характер смачивания в сторону смачивания нефтью.
Одним из результатов такого поверхностного взаимодействия является
гистерезис краевого угла смачивания.
Краевой угол при натекании воды, который появляется при вытеснении с
150
7,5
5,0
2,5
120
pH
90
60
0
Ионная сила
4
0,01
6
0,1
8
1,0
0
2,5
5,0
7,5 10,0 12,5
мкм
12,5
10,0
7,5
5,0
30
2,5
0
0
0
0
10
20
30
40
50
2,5
5,0
7,5 10,0 12,5
мкм
Время выдерживания в нефти, сутки
Рис. 4. Влияние химического состава рассола на стабильность пленки и краевой угол смачивания. Поверхность стекла обработана водным раствором хлорида натрия (NaCl) в концентрации 0,01, 0,1 и 1,0 моль/м3 и рН 4, 6 и 8. Данная гидрофильная поверхность затем подверглась выдерживанию в сырой нефти, содержащей изменяющие смачиваемость компоненты.
По измерениям краевого угла определена смачиваемость нефтью при низкой концентрации и
низком рН, и смачиваемость водой при высокой концентрации и высоком рН (слева на рис.).
Пленка поверхностной воды оставалась стабильной при высокой концентрации и высоком
рН. В аналогичных испытаниях осуществлено последовательное выдерживание поверхностей
свежего скола слюды в различных растворах NaCl и сырой нефти в течение 11–14 суток. При
характеристиках рассола (0,01 моль/м3, рН 4), позволявших осуществить переход к смачиваемости нефтью, методом атомно-силовой микроскопии сделаны микрофотографии поверхностей, на которых виден комплекс осажденных на поверхности неоднородностей микронного
размера (вверху справа на рис.). Скорее всего, это асфальтены, поскольку данные неоднородности не растворяются в декане. На схожем изображении гидрофильной поверхности
слюды с сохранившейся поверхностной водной пленкой после выдерживания в рассоле
(1,0 моль/ м3, рН 8) такие неоднородности отсутствуют (внизу справа на рис.).
5. Уравнение Арчи: Sw = (Rt/R0) n, где Rt — удельное
сопротивление пласта при данной водонасыщенности S w, а R0 — удельное сопротивление
пласта при 100%-ной водонасыщенности.
6. Подробнее о каротаже ЯМР см.: Alvarado RJ,
Damgaard A, Hansen P, Raven M, Heidler R,
Hoshun R, Kovats J, Morriss C, Rose D and
Wendt W: “Nuclear Magnetic Resonance
Logging While Drilling,” Oilfield Review 15,
no. 2 (Summer 2003): 40–51.
7. Молекулы ПАВ в микроэмульсиях с внешней
нефтяной фазой образуют кластеры, называемые мицеллами, состоящие из водного ядра и
внешнего монослоя ПАВ, в котором гидрофильные части молекул ПАВ направлены внутрь,
в сторону ядра, а гидрофобные — наружу, в
сторону нефтяной фазы.
8. Преимущественная смачиваемость может
наблюдаться и для трех несмешивающихся
флюидах, например, ртути, воды и воздуха.
9. Buckley JS, Liu Y and Monsterleet S:
“Mechanisms of Wetting Alteration by Crude
Oils,” paper SPE 37230, SPE Journal 3, no. 1
(March 1998): 54–61.
10. Al-Maamari RSH and Buckley JS: “Asphaltene
Precipitation and Alteration of Wetting: The
Potential for Wettability Changes During Oil
Production,” paper SPE 84938, SPE Reservoir
Evaluation & Engineering 6, no. 4 (August
2003): 210–214.
11. На поверхности гидрофильного материала практически всегда имеется двойной
слой воды. Его можно удалить при высокой
температуре, но он восстанавливается после
погружения материала в воду или благодаря
конденсации из влажного воздуха.
12. Hirasaki GJ: “Wettability: Fundamentals and
Surface Forces,” SPE Formation Evaluation 6,
no. 3 (June 1991): 217–226.
13. Buckley JS, Takamura K and Morrow NR:
“Influence of Electrical Surface Charges
on the Wetting Properties of Crude Oils,”
SPE Reservoir Engineering 4, no. 4 (August
1989): 332–340.
Подробнее об исследованиях смачиваемости методами атомно-силовой микроскопии
см.: Buckley JS and Lord DL: “Wettability and
Morphology of Mica Surfaces After Exposure
to Crude Oil,” Journal of Petroleum Science
and Engineering 39, no. 3–4 (September
2003): 261–273.
14. Buckley et al, сноска 9.
15. Thomas MM, Clouse JA and Longo JM:
“Adsorption of Organic Compounds on
Carbonate Minerals—1. Model Compounds
and Their Influence on Mineral Wettability,”
Chemical Geology 109, no. 1–4 (October 25,
1993): 201–213.
59
кажущийся
истинный
Нефть
Вода
Зерно
Выступ
Рис. 5. Шероховатость поверхности поры.
Кажущийся краевой угол смачивания,
измеренный на осредненной плоскости
поверхности, может значительно отличаться от истинного краевого угла на участке
локального наклона (вверху на рис.). Даже
если пора смачивается водой, слой поверхностной воды может не представлять собой
двойного слоя, а иметь увеличенную толщину из-за неровности поверхности (внизу
на рис.). На выступе поверхностные силы в
большей степени вытесняют двойной слой,
чем на других участках поверхности.
поверхности свободной нефти свободной водой, может быть значительно
больше краевого угла при оттекании
воды в обратной ситуации. Описание
поверхностных слоев в этих двух случаях может быть весьма сложным. 16
Здесь пора вспомнить и о другом
факторе, влияющем на преимущественную смачиваемость поверхности, — об истории формирования насыщения. В нефтеносных породах
смачиваемость может изменяться
с глубиной, от преимущественной
смачиваемости водой в нижней части переходной зоны до преимущественной смачиваемости нефтью в
ее верхней части. 17 Менее глубокие
зоны характеризуются повышенным
капиллярным давлением, которое
может противодействовать расклинивающему давлению и дестабилизировать водную пленку, позволяя
поверхностно-активным компонентам нефти контактировать с твердой
поверхностью. На большей глубине
твердые поверхности в основном
удерживают водную пленку.
Однако насыщенность коллектора
не является статичной. Несколько
этапов миграции нефти, формирование газовой шапки, утечка нефти
60
и газа из коллектора, тектоническая
активность — все это способно повлиять на распределение насыщенности в пласте. Эти изменения могут
привести к насыщению его разными
флюидами, что частично зависит и
от характера смачиваемости поверхности в данное время.
Такое изменение насыщения со временем справедливо не только в масштабе геологического времени, но и в
пределах периода бурения и добычи.
Буровые растворы, особенно на углеводородной основе, содержат ПАВ,
которые могут проникнуть в поровое пространство, изменяя смачиваемость призабойной зоны и влияя на
приток после ввода скважины в эксплуатацию. Жидкости, используемые
при капитальном ремонте скважины,
могут оказывать схожее воздействие
на смачиваемость призабойной зоны.
Параметры, уже рассмотренные в
контексте первичной добычи или заводнения, также могут быть изменены
в ходе добычи при закачке жидкости,
которая специально или непреднамеренно изменяет характер смачиваемости пласта, что, возможно, вызовет
повышение или снижение приемистости или продуктивности пласта.
Различия в минерализации по составу и концентрации или рН между закачиваемым и пластовым рассолами
может привести к изменению смачиваемости. ПАВ, включая синтезированные бактериями, способны уменьшить поверхностное натяжение на
границе контакта между флюидами и
изменить краевой угол. При повышенной температуре кварц становится более гидрофобным, а кальцит — более
гидрофильным. 18 Таким образом, при
добыче термальными методами может
измениться смачиваемость. 19
По мере разработки пласта в нем
снижается давление, что может вызвать изменение состава нефти из-за
смещения точки начала осаждения
асфальтенов с последующим их отложением в коллекторе. Это может
произойти и при снижении пластового давления или температуры, что
способно привести также к осаждению парафинов, конденсации газа
или формированию газовой шапки.
Все это влияет на распределение
смачиваемости в пласте.
Взгляд изнутри —
анализ в масштабе пор
Геометрия пор затрудняет применение знаний о принципах смачивания,
обсуждавшихся выше. Краевой угол
смачивания легче всего интерпретировать, когда поверхность гладкая.
Однако стенки пор — не гладкие и
плоские поверхности, а матрица, окружающая поры, обычно включает
разные минералы.
Шероховатость поверхности препятствует визуализации простого
краевого угла, потому что кажущийся краевой угол (получаемый
на осредненной плоскости поверхности) может заметно отличаться от
истинного краевого угла, образующегося при локальной ориентации
поверхности (рис. 5). Водная пленка
на острых выступах (неровностях)
поверхности может быть тоньше, что
способно повлечь изменение характера смачиваемости в этих точках.
Концептуальные или обучающие
модели капиллярности в пористой
среде часто являются моделями
«пучка капилляров». Распределение
пор по размерам моделируется распределением капилляров разных радиусов. В каждый капилляр входит
несмачивающая нефтяная фаза при
разных значениях давления (давления проникновения в капилляр),
обратно пропорционального его радиусу. Когда давление нефти превышает давление проникновения в капилляр, нефть заполняет капилляр
по всему сечению.
В действительности сложная геометрия поры обуславливается поверхностями зерен, окружающих ее.
Давление проникновения в капилляр
при такой геометрии связано с радиусом окружности, вписанной в сечение самого широкого прилегающего порового канала. Хотя основной
объем поры может быть заполнен
нефтью, пустоты в местах схождения
зерен остаются незаполненными, потому что капиллярное давление недостаточно велико для задавливания
несмачивающей нефтяной фазы в
эти пустоты.
Таким образом, в зависимости от
геометрии пор и поровых каналов, а
также шероховатости поверхностей,
одни части порового пространства заполнены нефтью, а другие — рассолом
Нефтегазовое обозрение
Andersen MA: Petroleum Research in North Sea
Chalk, Rogaland Research, Stavanger (1995):
53–54.
18. Rao DN: “Wettability Effects in Thermal Recovery
Operations,” SPE Reservoir Evaluation and
Engineering 2, no. 5 (October 1999): 420–430.
19. Hamouda AA and Gomari KAR: “Influence
of Temperature on Wettability Alteration
of Carbonate Reservoirs,” paper SPE 99848,
presented at the SPE/DOE Symposium on
Improved Oil Recovery, Tulsa, April 22–26, 2006.
20. Salathiel RA: “Oil Recovery by Surface Film
Drainage in Mixed-Wettability Rocks,” Journal
of Petroleum Technology 25 (October 1973):
1216–1224.
Kovscek AR, Wong H and Radke CJ: “A PoreLevel Scenario for the Development of Mixed
Wettability in Oil Reservoirs,” American
Institute of Chemical Engineers Journal 39, no.
6 (June 1993): 1072–1085.
Лето 2007
Смачивание нефтью
Зерна породы
Рис. 6. Смачивание в порах. В случае смачиваемости водой (слева на рис.) нефть остается
в центре пор. Обратная ситуация имеет место, когда все поверхности смачиваются нефтью
(справа на рис.). При смешанном характере смачиваемости нефть вытесняет воду с некоторых поверхностей, но остается в центре гидрофильных пор (в центре рис.). Насыщение
водой и нефтью одинаково во всех трех показанных случаях.
Pc
50
0
kro
Водонасыщенность, %
Смешанное смачивание
Pc
50
0
kro
krw
krw
–
0
0
+
100
Смачивание водой
Капиллярное давление
+
100
Jerauld GR and Rathmell JJ: “Wettability and
Relative Permeability of Prudhoe Bay: A Case
Study in Mixed-Wet Reservoirs,” paper SPE
28576, SPE Reservoir Engineering 12, no. 1
(February 1997): 58–65.
Marzouk I, Takezaki H and Miwa M: “Geologic
Controls on Wettability of Carbonate
Reservoirs, Abu Dhabi, U.A.E.,” paper SPE
29883, presented at the SPE Middle East Oil
Show, Bahrain, March 11–14, 1995.
Рассол (вода)
Относительная проницаемость, %
17. Okasha TM, Funk JJ and Al-Rashidi HN: “Fifty
Years of Wettability Measurements in the ArabD Carbonate Reservoir,” paper SPE 105114,
presented at the 15th SPE Middle East Oil
& Gas Show and Conference, Bahrain, March
11–14, 2007.
Нефть
Смешанное смачивание
Капиллярное давление
16. Hirasaki, сноска 12.
Смачивание водой
Относительная проницаемость, %
(если нет газонасыщения). Некоторые
твердые поверхности контактируют с
нефтью, и водная пленка на отдельных
или на всех таких поверхностях может быть нестабильной. Там, где она
нестабильна, предпочтительная смачиваемость может измениться. В результате может возникнуть смешанная смачиваемость, когда некоторые
части порового пространства гидрофильны, а другие — гидрофобны. Согласно общепринятой теории, предпосылки возникновения этой ситуации
указывают на то, что крупные поры с
большей вероятностью гидрофобны, а
мелкие поры и пустоты в порах, окружающие точки контактов зерен, скорее всего гидрофильны (рис. 6). 20
Такой упрощенный подход подразумевает однородный пласт и миграцию нефти снизу. Но многие пласты
имеют более сложное строение, и их
литологическая сложность должна
учитываться при анализе миграции
жидкостей в геологическом масштабе
времени для определения сложившейся смачиваемости.
100
–
0
0
Водонасыщенность, %
100
Рис. 7. Капиллярное давление и относительные фазовые проницаемости при смачивании
водой и смешанном смачивании. Графики показывают различия между кривыми вероятного
капиллярного давления Р с (красные кривые) и кривыми относительной фазовой проницаемости для воды k rw (синие кривые) и нефти k ro (зеленые кривые) для коллекторов, характеризующихся смачиванием водой (слева на рис.) и смешанным смачиванием (справа на
рис.). Рассмотрим сначала кривую Р с при первичном дренировании (пунктирная кривая),
которая отражает определенное давление нефтяной фазы, требуемое для начала вытеснения воды, т.е. увеличения нефтенасыщенности. Так как большинство пластов считаются
гидрофильными до начала вытеснения нефти, эта кривая также используется для случая
смешанного смачивания. Остальные кривые (штриховая — повышение водонасыщенности,
сплошная — повышение нефтенасыщенности) различаются по изменению смачиваемости
из-за контакта нефти с поверхностями больших пор. В случае сильной смачиваемости водой кривая капиллярного давления остается в области положительных значений давления в
большей части диапазона насыщенности, но при смешанном смачивании она находится как
в области положительных, так и в области отрицательных значений капиллярного давления, указывая на то, что через часть поверхности пор происходит пропитка водой, а через
другую часть — нефтью. Значения k ro при низкой водонасыщенности в случае смешанного
смачивания меньше, поскольку нефть конкурирует с водой при заполнении больших пор.
Аналогично, k rw при высокой водонасыщенности в случае смачивания водой тоже меньше,
так как нефть предпочтительно заполняет большие поры.
61
Капиллярное давление
Помимо истории формирования
насыщения, смешанная смачиваемость также может обуславливаться
минеральным составом породы. рН
и концентрации примесей различны
в стабильных водных пленках на поверхностях кварца, доломита и кальцита, а также на поверхностях глинистых и других частиц в поровом
пространстве. Поэтому разные зерна
могут характеризоваться различной
предпочтительной смачиваемостью.
Многие специалисты сегодня считают, что большинство нефтяных пластов характеризуется скорее смешанным смачиванием. Исходные условия
смачиваемости водой изменились до
некоторой степени из-за миграции
нефти. Далее в статье рассматривается влияние характера смачиваемости
на многофазные течения на примере
двухфазного потока, проходящего
последовательно через равномерно
смачиваемую водой среду и среду со
смешанным смачиванием (рис. 7).
Pc = 0
0
Водонасыщенность
100
Рис. 8. Гистерезис капиллярного давления.
Кривые первичного дренирования (красная
линия) и впитывания (черная линия) ограничивают область действия капиллярного
давления. Если направление изменения насыщенности меняется на противоположное
при некотором промежуточном значении
насыщенности, давление Р с будет изменяться вдоль некоторой промежуточной кривой
(зеленая линия). Еще одно изменение
направления варьирования насыщенности
возвращает значения давления на кривую дренирования (желтая линия). Такое
поведение может иметь место в середине
переходной зоны или в результате образования нефтяного вала при заводнении.
62
Смачивание водой. Являясь преимущественно смачивающей фазой, вода
находится в порах меньшего размера,
не занятых нефтью. Нефть занимает
большие поры. До вызова притока из
такого пласта обе фазы являются непрерывными, хотя насыщение реликтовой водой в самой верхней части
пласта может быть таким низким, что
относительная
водопроницаемость
k rw практически равна нулю. Поскольку при каротаже сопротивления
измеряются свойства непрерывной
проводящей водной фазы, можно использовать показатель насыщения
Арчи, равный примерно 2.
При естественном или искусственном заводнении обе фазы оказываются подвижными. Относительная
проницаемость для нефти k ro высока, так как нефть протекает через
самые крупные поры, но снижается
при уменьшении нефтенасыщенности. Относительная проницаемость
для воды k rw сначала не велика, но
затем повышается с увеличением
водонасыщенности.
Водонасыщенность возрастает
главным образом за счет заполнения водой более мелких пор из-за
сил смачивания. Когда процесс вытеснения переходит от более мелких к более крупным порам, вода
все больше начинает заполнять
поровые каналы, которые до этого
были заняты нефтью. Одна пора или
группа пор, заполненных нефтью,
могут оказаться окруженными водой и изолированными от остального порового пространства, занятого
нефтью. Если давление вытеснения
меньше давления проникновения в
капилляр для теперь уже заполненного водой порового канала, нефть
оказывается запертой.
В какой-то момент все непрерывные фильтрационные пути в пористой среде оказываются заполненными водой, и нефть больше не
может перемещаться. Конечная k rw
меньше начальной k ro , потому что
нефть заперта в больших порах.
Извлечение этой нефти является
одной из целей применения методов
повышения нефтеотдачи. Некоторые из таких методов направлены на
мобилизацию нефти путем снижения поверхностного натяжения на
границе раздела фаз или изменения
краевого угла смачивания. В обоих
случаях уменьшается давление проникновения в капилляр. Еще одним
способом повышения нефтеизвлечения является увеличение градиента
давления (силы вязкости) в поре.
Отношение между силой вязкости,
обусловленной давлением вытеснения, и капиллярной силой на поверхности вытеснения называется числом капиллярности. 21 Большое число
капиллярности означает снижение
остаточной нефтенасыщенности и,
значит, повышенное извлечение нефти; увеличения числа капиллярности можно добиться снижением
поверхностного натяжения или увеличением перепада давления.
Смешанное смачивание. В этом
случае нефть, вероятно, мигрировала в гидрофильный пласт, и
начальное распределение водо- и
нефтенасыщенности может быть в
макроскопическом масштабе похоже на случай, рассмотренный выше.
Однако при смешанном смачивании
нефть, занимающая большой объем
пор, изменила характер смачиваемости поверхностей пор, с которыми она контактирует.
Как и в предыдущем случае, изначально k ro высокая, а k rw — низкая.
Но по мере роста водонасыщенности вода сначала входит в самые
крупные поры, оставаясь в их центре, так как поверхности этих пор
гидрофобны. Это приводит к более
быстрому снижению k ro , поскольку
наиболее проницаемые протоки заполняются водой. Однако вода не
запирает нефть, поскольку последняя может выйти из практически
полностью заполненных водой пор
по смачиваемым нефтью поверхностям. Заполняющая вода может и не
контактировать с реликтовой водой,
и показатель насыщения n в уравнении Арчи может быть больше 2.
В таких условиях смешанного
смачивания, когда вода прорывается в добывающую скважину, добыча нефти продолжается в течение
длительного периода, хотя и при
увеличивающейся
обводненности.
Лабораторные испытания кернов с
разной степенью смешанного смачивания показали, что максимальное нефтеизвлечение достигается на
слегка гидрофильных образцах. 22
Нефтегазовое обозрение
Измерение смачиваемости
Существует несколько методов измерения преимущественной смачиваемости породы пластов. Керновые
методы включают измерения впитывания и капиллярного давления на
центрифуге (рис. 9). Лабораторные
испытания на пропитку позволяют
сравнить изменения насыщенности
в результате противоточной пропитки (т.е. при самопроизвольном впитывании нефти или воды) с суммарным изменением насыщенности при
заводнении.
Общепринятым методом испытаний
является пропитка по Амотту-Харви. 23 Образец породы с неснижаемой
водонасыщенностью S wirr, помещенный в заполненную водой трубку, самопроизвольно впитывает воду в течение некоторого времени (не менее
10 суток, а иногда и намного дольше).
Затем его устанавливают в проточной ячейке и пропитывают водой под
давлением, отмечая дополнительный
выход нефти. После этого образец
остается при остаточной нефтенасыщенности S or, и процесс повторяется
уже в заполненной нефтью трубке, а
затем — в аппарате для нагнетания
нефти. Два отдельно вычисляемых
отношения самопроизвольного впитывания к общему изменению насыщенности для воды (I w ) и нефти (I o )
называются показателями водо- и
нефтепоглощения,
соответственно.
Показатель Амотта-Харви определен
как разность между этими показатеЛето 2007
+
Капиллярное давление
В обоих описанных случаях смачивания, изменение насыщенности сопровождается гистерезисом относительных фазовых проницаемостей и
капиллярного давления (рис. 8). Это
отражает различие между краевыми
углами натекания и оттекания воды,
а также между положениями нефти и
воды в порах.
Смачивание
нефтью.
Крайний
случай полностью смачиваемого нефтью коллектора весьма маловероятен, если только это не нефтематеринские породы. Наличие керогена
(твердых органических веществ, которые могут выделять нефть при нагревании) в таких породах и процесс
созревания нефти способны привести к появлению гидрофобных поверхностей.
S3
S2
S1
S4
Керн
–
Водонасыщенность, доля
IW =
S2–S1
S4–S1
IO =
S4–S3
S4–S1
IAH = IW–IO
IUSBM = log
Керн
Рис. 9. Измерение смачиваемости керна. В камере, предназначенной для пропитки, заполненной водой, находится образец при неснижаемой водонасыщенности S wirr (слева на
рис.). Вытесненная нефть собирается в верхней части градуированной трубки. Аналогичная камера после переворачивания вверх дном измеряет впитывание нефти керном с
остаточной нефтенасыщенностью S or. В центрифуге градуированная трубка имеет больший
радиус, чем керн, для сбора воды (справа на рис.) и противоположную конфигурацию для
сбора нефти. Измерения проиллюстрированы кривой капиллярного давления (в центре
рис.). Самопроизвольная пропитка водой сопровождается изменениями водонасыщенности от ее начального значения S 1 = S wirr до S 2 , соответствующего нулевому капиллярному
давлению. Затем керн пропитывается водой или вращается в центрифуге и переходит в
состояние S 4 по кривой отрицательного капиллярного давления. Самопроизвольная пропитка нефтью происходит на участке от S 4 до S 3, после чего образец заполняется нефтью
и возвращается в состояние S 1, если считать, что из-за этого не произошло изменения
смачиваемости. Показатель впитывания представляет собой отношение величины самопроизвольного изменения насыщенности к общему (самопроизвольное плюс вызванное)
изменению насыщенности, определяемое отдельно для воды (I w) и нефти (I o). Показатель
Амотта-Харви равен I w – I o. Показатель USBM равен логарифму отношения площадей под
кривыми положительного и отрицательного капиллярного давления.
лями и находится в диапазоне между
+1 (сильное смачивание водой) и –1
(сильное смачивание нефтью).
Горное бюро США (USBM) разработало метод измерения, в котором
образец керна вращается в центрифуге со ступенчато увеличивающейся скоростью. 24 Сначала образец с
неснижаемой
водонасыщенностью
S wirr помещается в заполненной водой
трубке. После нескольких периодов
вращения с разной частотой образец
достигает остаточной нефтенасыщенности S or. Затем он устанавливается в трубке, заполненной нефтью,
и подвергается следующей серии
испытаний. Вычисляются площади
между каждой из кривых капиллярного давления и линией нулевого
капиллярного давления, и логарифм
отношения площади, связанной с повышением водонасыщенности, к площади, относящейся к повышению нефтенасыщенности, дает показатель
смачиваемости USBM. 25 Диапазон
результатов этих измерений простирается от + ∞ (сильное смачивание
водой) до – ∞ (сильное смачивание
нефтью), хотя чаще всего они находятся в диапазоне между –1 и +1.
Измерения методом центрифугиро21. Число Бонда является отношением силы тяжести к капиллярной силе и используется для
определения равновесных условий в мощных
пластах.
22. Jadhunandan PP and Morrow NR: “Effect
of Wettability on Waterflood Recovery for
Crude-Oil/Brine/Rock Systems,” SPE Reservoir
Engineering 10, no. 1 (February 1995): 40–46.
23. Amott E: “Observations Relating to the
Wettability of Porous Rock,” Transactions, AIME
216 (1959): 156–162.
Boneau DF and Clampitt RL: “A Surfactant
System for the Oil-Wet Sandstone of the North
Burbank Unit,” Journal of Petroleum Technology
29, no. 5 (May 1977): 501–506.
24. Показатель смачиваемости по USBM также
можно определить с помощью метода полупроницаемой мембраны.
25. Donaldson EC, Thomas RD and Lorenz PB:
“Wettability Determination and Its Effect on
Recovery Efficiency,” SPE Journal 9 (March
1969): 13–20.
63
вания производятся быстро, но получаемые значения насыщенности
должны корректироваться, поскольку центрифуга создает нелинейный
градиент капиллярного давления в
образце.
Методы Амотта-Харви и USBM
можно объединить путем использования центрифуги для принудительного заполнения образца жидкостью
вместо нагнетания воды и нефти.
Показатель Амотта-Харви основан
на относительном изменении насыщенности, тогда как показатель
USBM является мерой энергии, требуемой для принудительного вытеснения, что делает эти две величины
связанными, но независимыми показателями смачиваемости.
К сожалению, смачиваемость керна
может измениться на любом этапе его
транспортировки в лабораторию, даже
при принятии мер по его сохранению
в состоянии исходной смачиваемости.
Во-первых, керн может загрязниться буровым раствором. Во время его
подъема на поверхность происходит
изменение температуры и давления,
что может привести к изменению флюидного состава с осаждением асфальтенов и парафинов на стенках пор.
Под воздействием кислорода может
измениться химический состав сырой
нефти, в результате чего появляются
ПАВ, влияющие на характеристики
керна. Такие же изменения могут произойти и при хранении и последующем перемещении керна.
Краевой
угол
натекания
воды, a
Краевой
угол
оттекания
воды, r
Выдержанный участок
Рис. 10. Измерение краевых углов смачивания. Кристаллы, представляющие поверхности пор, выдерживаются в модельном
пластовом рассоле. После захвата капли
нефти между кристаллами система выдерживается еще. Затем нижний кристалл
смещается, и нефть надвигается на смачиваемую водой поверхность (слева внизу на
рис.), образуя краевой угол оттекания воды
θ r . Вода перемещается на поверхность,
выдержанную в контакте с нефтью (справа
внизу на рис.), образуя краевой угол натекания воды θ a .
64
Альтернативой использованию сохраненного керна является восстановление его начального состояния.
Сначала после интенсивной очистки
керн становится гидрофильным, а затем он насыщается модельным пластовым рассолом и выдерживается.
После этого керн пропитывается нефтью (как правило, дегазированной)
и выдерживается примерно 40 суток
при пластовой температуре и давлении. Для сохранения керна высокоструктурных глин применяются более сложные методы. Считается, что
в результате получается примерно такое же состояние смачиваемости, как
и в пласте. Однако на конечную смачиваемость могут повлиять различия
в составе рассола или нефти в пласте
(на протяжении его формирования) и
в лабораторных условиях.
Измерения можно проводить и без
использования керна, например, по
краевому углу смачивания (рис. 10).
В этом испытании применяется очищенный кристалл кварца или кальцита (или образец слюды со свежим
сколом), который выдерживается в
модельном пластовом растворе. На
поверхность наносится капля сырой
нефти, которая далее также выдерживается. Для создания перемещающихся линий контакта используется
несколько методов. На этих линиях
измеряются краевые углы натекания
и оттекания воды. Данное испытание основано на предположении, что
нефть изменит модельную поверхность, и та станет близкой по свойствам к реальной поверхности в пласте (при данных температуре и рН
рассола и его минерализации).
Смачиваемость часто можно определить и по другим измерениям. Материалы, сильно смачиваемые водой или
нефтью, описываются определенными
характеристическими кривыми относительных фазовых проницаемостей,
однако состояния промежуточного и
смешанного смачивания не определяются простой экстраполяцией между
крайними случаями смачиваемости.
Ни один метод измерения смачиваемости не дает абсолютно точного результата, поэтому в настоящее
время продолжаются исследования
в этой области (см. раздел «Новости
из лаборатории»).
Добыча из переходных зон
Прогнозирование притока нефти и
воды в переходной зоне может быть
затруднено из-за изменения смачиваемости пласта в результате миграции сырой нефти. В невозмущенном
состоянии в однородном пласте наблюдалось бы плавное увеличение
обводненности от верхней части переходной зоны, где находится безводная нефть, к более глубокой ее
части над уровнем свободной воды,
где нефти уже нет.
К сожалению, если скважина бурится не на депрессии, происходит
нарушение распределения флюидов
в призабойной зоне. Проникновение фильтрата бурового раствора
в пласт может вызвать изменение
насыщения этой зоны и исказить
показания каротажа с малой глубиной исследования. Это также может
привести к увеличению давления
(supercharging) в призабойной части
пласта из-за медленного выравнивания давления после проникновения
фильтрата. 26
Измерение градиентов давления
помогает в оценке запасов и продуктивности. Градиент давления в
нефтяной зоне зависит от плотности
нефти, а в водяной зоне — от плотности воды. Однако проникновение
фильтрата может стать причиной
аномальных результатов измерений
давления и, при неправильной интерпретации, — отказа от разработки перспективного объекта. Особую
проблему для интерпретации представляют градиенты, указывающие
на наличие воды на уровне много
выше уровня свободной воды, существенные сдвиги потенциалов
давления между верхней и нижней
частями переходной зоны, поскольку при этом можно получить отрицательные градиенты давления, а
также градиенты, указывающие на
нефть, плотность которой отличается от ожидаемой.
Значительные аномальные градиенты давления часто отмечаются в
переходных зонах однородных известняковых коллекторов на месторождениях Ближнего Востока. В
некоторых из этих коллекторов можно добывать нефть даже из тех зон,
которые определены как водоносные по градиенту давления и удельНефтегазовое обозрение
Лето 2007
50
40
Капиллярное давление, фунт/дюйм2
ному
сопротивлению.
Компания
Schlumberger провела исследования
таких явлений с помощью программы конечно-разностного численного
гидродинамического
моделирования ECLIPSE 100. Инженеры смоделировали процесс проникновения
бурового раствора и влияние гистерезиса кривых относительных фазовых проницаемостей и капиллярного
давления на результирующее давление в призабойной зоне и обводненность продукции. 27
Характер смачивания, зависящий
от исходной нефтенасыщенности,
изменяется с высотой в переходной
зоне, причем максимальная площадь смачивания нефтью находится
в верхней части переходной зоны, а
смачивание водой происходит в ее
нижней части. Одним из проявлений
такой ситуации является изменение
давления проникновения воды в капилляры (порогового давления пропитки) с глубиной. В этом случае,
когда насыщенность фильтратом
бурового раствора на водной основе составляет более 30%, пороговое
давление становится значительным:
в условиях данной модели — около
6 фунт/дюйм 2 (40 кПа), что близко к его значению в нефтяной зоне.
Гистерезис капиллярного давления
при дренировании и впитывании
также зависит от начального распределения насыщенности на каждой
высоте. В этой модели гистерезис
проиллюстрирован набором последовательных кривых капиллярного
давления (рис. 11).
Данная модель предназначена для
изучения трех особенностей измерения давления в рассматриваемых
пластах известняков (рис. 12). Вопервых, градиент давления характеризуется перегибом большой кривизны, что не является результатом
возникновения избыточного дифференциального давления (differential
supercharging). Во-вторых, большое
количество нефти можно добыть из
области ниже перегиба, из зоны водного градиента. И, наконец, непосредственно над перегибом градиент
уменьшается.
В результате изучения установлено
следующее. Комбинация всех этих
особенностей лучше всего объясняется наличием смешанно-смачивае-
30
20
10
0
–10
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
Водонасыщенность, доля
Рис. 11. Последовательные кривые капиллярного давления для карбонатной породы с промежуточным смачиванием. Гистерезис между кривыми первичного дренирования (красная
пунктирная линия) и пропитки (черная штриховая линия) может быть проиллюстрирован
набором последовательных кривых (золотистые линии). Все эти кривые относятся к разным
точкам начальной водонасыщенности на кривой дренирования или пропитки, что должно
соответствовать разным высотам в переходной зоне.
мого коллектора с характеристиками насыщенности и смачиваемости,
описанными выше. Модель, основанная на смачиваемости водой, не дала
аномалий. Аномалии при моделировании были получены для бурового
раствора на водной, а не на углеводородной основе.
Приток нефти из зоны ниже перегиба обуславливается также исходным профилем насыщенности
согласно данной модели (рис. 13).
Использование
последовательных
кривых позволяет спрогнозировать
пониженную остаточную нефтенасыщенность при повышенной начальной водонасыщенности. Таким
образом, в нижней части переходной
зоны может иметь место низкая начальная нефтенасыщенность, однако
часть нефти там остается подвижной
благодаря специфике формирования
насыщенности.
Когда оператор сталкивается с такими явными противоречиями, ему
необходимо установить, где в переходной зоне находится водонефтяной контакт, сколько подвижной
воды и нефти содержится в этой зоне
и каков характер перетока этих флюидов. Здесь в определенной степени
могут помочь данные каротажа и опробования пласта, а также сравнение
измеренных параметров с результатами моделирования для модели
отдельной скважины. Диаграммы
каротажа сопротивлений помогают
в выделении вероятных переходных зон и контактов, а диаграммы
плотностного и нейтронного каротажа — в определении пористости.
Два последних каротажа показывают одинаковые положения проницаемых интервалов, что затем используется для выбора зон-кандидатов
на последующее опробование приборами на кабеле. С помощью пластоиспытателей, спускаемых на кабеле,
можно узнать давления фильтрата
в необсаженном стволе, проницаемости пластов, давления флюидов и
плотности нефти, а также отобрать
образцы флюидов. 28 Для выявления
типов пор и определения интервалов
26. Phelps GD, Stewart G and Peden JM: “The
Analysis of the Invaded Zone Characteristics
and Their Influence on Wireline Log and
Well-Test Interpretation,” paper SPE 13287,
presented at the SPE Annual Technical
Conference and Exhibition, Houston,
September 16–19, 1984.
27. Carnegie AJG: “Understanding the Pressure
Gradients Improves Production from Oil/Water
Transition Carbonate Zones,” paper SPE 99240,
presented at the SPE/DOE Symposium on
Improved Oil Recovery, Tulsa, April 22–26,
2006.
28. Carnegie, сноска 27.
65
Удельное сопротивление,
Ом•м
10
Фактическая 0,1
вертикальная Подвижность по испытанию
на приток, мД/сП
X 600 глубина, м 1
100
Пластовое давление, фунт/дюйм2
X 500
X X40
Градиент в нефтяной зоне
X X50
Перегиб
Снижение градиента
X X60
Градиент в водяной
зоне
X X70
Рис. 12. Аномалии в переходной зоне ближневосточных карбонатных коллекторов. Профили измеренных давлений (слева на рис.) во многих переходных зонах в карбонатных
пластах на Ближнем Востоке обычно имеют три необычных особенности: перегиб большой кривизны, уменьшение градиента непосредственно над перегибом и возможность
добычи больших объемов нефти в зоне ниже перегиба. В таком случае измеренные давления вряд ли обусловлены избыточным давлением в призабойной зоне (supercharging),
поскольку флюиды очень подвижны, а каротаж сопротивлений указывает на повышение
нефтенасыщенности вверх по этой зоне (справа на рис.).
Пластовое давление
Давление фильтрата (2 суток в
статическом состоянии), без гистерезиса
Давление фильтрата (2 суток в
статическом состоянии), с гистерезисом
8 892
Глубина, футы
8 972
Нефтяной
градиент
9 052
9 132
9 212
Водяной
градиент
9 292
4 560
4 580
4 600
4 620
4 640
4 660
Давление, фунт/дюйм2
4 680
4 700
Рис. 13. Сопоставление аномалий давления. Программа моделирования пласта ECLIPSE может сопоставлять аномалии давления
с использованием параметров, характерных для карбонатных
коллекторов Ближнего Востока, в предположении смешанного
смачивания. Профиль пластового давления до проникновения
фильтрата бурового раствора характеризуется выраженными градиентами в нефтяной и водяной зоне (черная кривая). При включении в модель последовательных кривых гистерезиса давление
над перегибом убывает, что соответствует данным наблюдения
(зеленая кривая). Без учета гистерезиса градиент давления над
перегибом не уменьшается (красная кривая).
66
измерений с помощью пластоиспытателя может применяться ядерномагнитный каротаж. 29
Определение водоносных
зон в смешанно-смачиваемых
карбонатных пластах
Компания Petroleum Development
Oman (PDO) является оператором
сухопутного месторождения, добыча
на котором ведется из пласта Шуайба, сложенного меловыми известняками пористостью около 30%. Месторождение разрабатывается уже
более 35 лет. В результате каротажа
недавно пробуренных уплотняющих горизонтальных скважин были
установлены аномалии, требующие
объяснения. Некоторые скважины
давали одну воду, даже если нефтенасыщенность по данным каротажа
сопротивлений превышала 50%, что
всегда считалось граничным значением для водоносных зон. PDO посчитала, что некоторые интервалы
могли быть промыты водой, но это не
отражалось на каротажных диаграммах из-за гистерезиса электрических
свойств, связанного со смешанным
характером смачивания. 30
Удельное сопротивление в пласте
со смешанной смачиваемостью, определенное по каротажу, может и не
дать точную оценку насыщения — это
зависит от истории формирования
насыщения. Необходимо рассмотреть
два условия насыщения: исходными
флюидами и после заводнения. Нефть
и рассол при исходном насыщении
появились в результате миграции нефти в гидрофильный пласт. Показатель насыщения n в уравнении Арчи,
используемый для перехода от удельного сопротивления к насыщенности,
обычно приблизительно равен 2, но в
данном случае он равен 1,8.
Однако лабораторные исследования показали, что данный пласт характеризуется смешанной смачиваемостью, а показатель насыщения при
повышении водонасыщенности существенно отличается от такого показателя при уменьшении водонасыщенности (рис. 14). Показатель n при
увеличении водонасыщенности свыше 50% граничного значения равен 4,
что обуславливает существенное отличие соотношения между удельным
сопротивлением и насыщением.
Нефтегазовое обозрение
Безразмерный показатель удельного сопротивления
100
n = 1,8
n=4
10
Образец № 1 дренирование
Образец № 4 дренирование
Образец № 6 дренирование
Образец № 1 пропитка
Образец № 3 пропитка
Образец № 2 дренирование
Образец № 5 дренирование
Образец № 7 дренирование
Образец № 2 пропитка
Пропитка
1
0,1
1
Водонасыщенность, доля
Рис. 14. Расчет показателя Арчи по показателю удельного сопротивления для карбонатного пласта Шуайба. Дренированные образцы керна (золотистые символы) ведут
себя, как смачиваемые водой. Показатель насыщения Арчи n равен примерно 1,8
(черная пунктирная линия), что определяется отрицательным наклоном линии на этой
логарифмической диаграмме. В случае пропитки водой (синие символы) поведение
керна сильно отличается от его поведения при дренировании, и n равен 4 или больше
при водонасыщенности свыше примерно 50% (синяя пунктирная линия). Кривая,
показывающая поведение при пропитке, приведена для наглядности (синяя сплошная
линия). Для показателя удельного сопротивления, равного 10, это ведет к отклонению
в интерпретации значения насыщенности примерно в 25 единиц насыщенности (одна
единица насыщенности равна одному проценту порового пространства).
Основываясь на всем этом, компания PDO хотела найти подходящий метод, чтобы отличить заводненные зоны от зон, находившихся
в исходном состоянии при высокой
нефтенасыщенности. Эта цель была
достигнута путем комбинирования
двух каротажных методов определения насыщенности: измерения
удельного сопротивления и измерения сечения захвата импульсных
нейтронов (импульсный нейтронный гамма-каротаж – ИНГК).
Измерения
удельного
сопротивления проводились в составе
стандартного комплекса каротажа
в процессе бурения, а система импульсного нейтронного каротажа
входила в состав прибора для определения насыщенности пласта
Reservoir Saturation Tool (RSTPro),
который спускался на забой под давлением внутри бурильной колонны.
Эти два прибора давали независимые данные о водонасыщенности.
RSTPro также мог использоваться
для измерения водопритока в кольцевом пространстве, находясь в
неподвижном состоянии; во время
второго рейса прибора проводились
Лето 2007
измерения скорости потока воды
(Water Flow Log – WFL) для определения притока флюидов в ствол
скважины в нескольких точках.
Такой подход оказался возможным благодаря тому, что скважины
на данном месторождении бурятся на депрессии. При этом давление бурового раствора в скважине
поддерживается ниже пластового
давления. При таком бурении исключается возможность промывки
призабойной зоны буровым раствором, что является несомненным
преимуществом для измерений насыщенности. Поступающая в скважину пластовая жидкость смешивается с буровым раствором (в
рассматриваемом случае — сырая
нефть с соседнего месторождения).
Единственным источником поступления воды в кольцевое пространство скважины являлся пласт.
В таких благоприятных условиях — в высокоминерализованной
пластовой воде при высокой пористости — точность определения
нефтенасыщенности по сечению
захвата импульсных нейтронов и
удельному сопротивлению состав-
ляет примерно 5–7% порового пространства. За признак аномальной
насыщенности было принято 10%ное расхождение на диаграммах
этих двух методов.
Компания PDO провела каротаж
в 11 скважинах, пробуренных на депрессии. Некоторые из них давали
исключительно нефть, и расхождение между кривыми удельного
сопротивления и сечения захвата
импульсных нейтронов не превышало 10%. Были рассмотрены две
скважины, не дававшие воду: среднее расхождение между данными
двух методов составило 0,1 и 0,2
единиц насыщенности (одна еди29. Gomaa N, Al-Alyak A, Ouzzane D, Saif O,
Okuyiga M, Allen D, Rose D, Ramamoorthy R
and Bize E: “Case Study of Permeability, Vug
Quantification, and Rock Typing in a Complex
Carbonate,” paper SPE 102888, presented at
the SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, San Antonio, Texas, September
24–27, 2006.
30. Gauthier PJ, Hussain H, Bowling J, Edwards J
and Herold B: “Determination of WaterProducing Zones While Underbalanced Drilling
Horizontal Wells – Integration of Sigma Log
and Real-Time Production Data,” paper SPE
105166, presented at the 15th SPE Middle East
Oil and Gas Show and Conference, Bahrain,
March 11–14, 2007.
67
100% воды
ница насыщенности равна одному
проценту порового пространства),
а среднеквадратичное отклонение
— 4,5 единиц насыщенности. Такая
согласованность данных убедила
PDO в надежности этого подхода.
Результаты каротажей использовались непосредственно для принятия решений по заканчиванию некоторых скважин, например, скважины
«Е» (рис. 15). Отметка забоя этой
приконтурной скважины находилась
всего в 350 м (1 150 футов) от нагнетательной скважины для закачки
воды. Когда скважина «Е» вскрыла
пласт, она начала давать безводную
нефть с низким дебитом. При продолжении бурения появилась вода,
и обводненность быстро увеличивалась с дальнейшей проходкой. Было
вскрыто еще две зоны водопритока
и ни одной зоны, дающей нефть.
При отсутствии дополнительной
информации, полученной с помощью этого нового метода, скважина
могла бы быть закончена в нескольких водоносных зонах и стала бы
высокодебитной обводненной скважиной. Но вместо этого PDO ликвидировала участок скважины ниже
2 200
2 100
2 000
1 900
1 800
Рис. 15. Сравнение диаграмм ИНГК и каротажа удельного
сопротивления для насыщенности. Горизонтальная скважина
«Е» была пробурена на депрессии в пласте Шуайба. Рассчитывались насыщенности по удельному сопротивлению (черная
диаграмма) и по сечению захвата импульсных нейтронов (зеленая диаграмма) (профиль 3). Области на диаграмме удельного
сопротивления с превышением 50% типичного граничного
уровня, где ожидается приток нефти, закрашены красным. Без
68
100% воды
100% нефти, низкий дебит
1 700
Псевдоприток
Скорость
Пористость
Нефтенасыщенность
потока
воды,
0 по ИНГК0,4 0 по ИНГК, доля 1 0 м/мин 40
Пористость по Нефтенасыщенность Факт. верт.
глубина
Глубина, м ГаммаMкаротаж плотностному по удельному сопроM
0 gAPI 50 0 каротажу0,4 0 тивлению, доля 1 1 470 м 1 450
Быстро увеличивающаяся
обводненность, высокий дебит
использования нового метода эти зоны были бы закончены, но
результаты WFL (профиль 5) показывают приток воды в трех
зонах на отметке 1 750 м (5 740 футов). Приток безводной
нефти имеет место только рядом с забоем выше отметки около
1 750 м. Зоны водопритока соответствуют областям с большим расхождением между двумя измерениями насыщенности,
указывая на то, что такие расхождения являются хорошими
признаками аномальной насыщенности.
отметки 1 850 м (6 070 футов) вдоль
ствола и оставила интервал глубин
1 775–1 825 м (5 824–5 988 футов)
вдоль ствола необсаженным, обеспечив возможность ликвидации водопритока позже. Эксплуатационные
испытания скважины после заканчивания дали общий дебит нефти
225 м 3 /сутки (1 415 барр./сутки) с
обводненностью 50%. 31
PDO считает данный метод, комбинирующий бурение на депрессии
и каротаж сопротивлений, ИНГК и
WFL, высоконадежным подходом к
выявлению интервалов водопритока
в этом пласте со смешанной смачиваемостью. Сутью проблемы являлся гистерезис удельного сопротивления, зависящий от самой последней
вытесняющей фазы. Ключом к ее решению было объединение каротажа
удельного сопротивления и ИНГК в
условиях бурения на депрессии, при
которых отсутствует проникновение фильтрата бурового раствора в
пласт и обеспечиваются измерения в
не подверженном изменениям пласте как для малой, так и для большой
глубин исследования.
Течение через трещины
Меловые породы в Северном море
могут характеризоваться смачиваемостью от сильной смачиваемости
водой до промежуточной смачиваемости. 32 Так как большинство этих
отложений трещиноваты, а месторождения подвергаются заводнению, исследователи в Бергенском
университете, Норвегия, изучили
влияние смачиваемости на течение через трещиноватые меловые
породы. 33
Образец мела, отобранный на месте его выхода на поверхность (около 20 см длиной, 10 см высотой
и 5 см толщиной – 7,9 дюймов на
4 дюйма на 2 дюйма), был испытан
в первоначальном состоянии. Результаты сравнивались с результатами испытания такого же образца,
но выдержанного в сырой нефти.
Испытания на впитывание воды цилиндрическими образцами такого же
материала, обработанными таким же
образом, что и брусковые образцы,
дали значения I w, равные 1 и 0,7 соответственно, что указывает на сильную и умеренную гидрофильность.
Определение водонасыщенности в
Нефтегазовое обозрение
Рис. 16. Заводнение образца трещиноватого мела. Брусковый
образец мела, отобранный из обнажения породы на поверхности, был разделен на три части и заново собран (внизу на рис.).
Часть А плотно прилегала к частям Б и В. Стыки при этом имитировали закрытые трещины. Между частями Б и В был оставлен
зазор 2 мм, имитировавший открытую трещину. Карты-сканы
(вверху на рис.) показывают насыщенность при увеличении
закачиваемого объема воды сверху вниз для сильно гидрофильного (СГ, левая последовательность) и умеренно гидрофильного
(УГ, правая последовательность) брускового образца. По четко
выраженному фронту заводнения на изображении СГ 2 видно,
что часть А заполнилась до максимальной водонасыщенности
1 – S or до того, как фронт прошел через закрытую трещину; в то
же время на изображении УГ 2 видно, что вода уже проникла
в часть Б. Аналогично, на изображении УГ 4 на трещине виден
четкий фронт заводнения, затем часть В заполнилась водой через открытую трещину, а потом и от частей А и Б (изображение
СГ 5). Как видно на изображениях УГ 3 и 4, часть В заполнилась
через закрытую трещину от части А, и только затем началось
поступление воды через открытую трещину.
СГ
УГ
1
12
12
10
10
8
1
6
5
9
Длина, см
13
8
1
Высота, см
4
2
SW
17
от 0,9 до 1,0
от 0.8 до 0.9
от 0.7 до 0.8
от 0.6 до 0.7
от 0.5 до 0.6
от 0.4 до 0.5
от 0.3 до 0.4
от 0.2 до 0.3
< 0.2
2
12
10
8
1
6
5
9
Длина, см
4
13
6
9
Длина, см
13
2
17
12
10
1
5
6
9
Длина, см
17
Высота, см
4
8
Высота, см
2
5
Высота, см
4
13
2
17
3
ходе этих испытаний осуществлялось
методом двумерной радионуклидной визуализации с использованием
изотопного индикатора натрий-22
( 22 Na) в водной фазе. Кроме того,
после испытаний на дренирование
из брусковых образцов вырезались
цилиндрические образцы для проведения испытаний на впитывание
с целью подтвердить установленный
характер смачиваемости.
Каждый из двух брусковых образцов был распилен на три части. Распилы имитировали трещины (рис. 16).
Блоки мела размещались встык друг
с другом для имитации закрытых
трещин, но между двумя из них был
оставлен зазор 2 мм (0,8 дюйма), как
будто это была открытая трещина.
Испытания на заводнение начинались на материале с неснижаемой водонасыщенностью S wirr.
Фронт заводнения в сильно гидрофильных блоках прошел через
трещины только после того, как они
заполнились водой до насыщенности
1 – S or, независимо от того, как плотно контактировали блоки. Но этот
фронт в умеренно гидрофильных
блоках, наоборот, проходил через за-
12
12
10
10
8
1
6
5
9
Длина, см
1
Высота, см
4
13
8
2
5
6
9
Длина, см
17
Высота, см
4
13
2
17
4
12
12
10
10
8
1
6
5
9
Длина, см
13
8
1
Высота, см
4
2
5
6
9
Длина, см
17
Высота, см
4
13
2
17
5
12
12
10
10
8
1
6
5
9
Длина, см
1
Высота, см
4
13
8
2
5
6
9
Длина, см
17
Высота, см
4
13
2
17
6
12
12
10
10
8
1
6
5
9
Длина, см
4
13
8
1
Высота, см
2
5
Длина, см
17
6
9
4
13
Высота, см
2
17
Измерительная сетка
31. Gauthier et al, сноска 30.
33. Graue A and Bognø T: “Wettability Effects
on Oil Recovery Mechanisms in Fractured
Reservoirs,” paper SPE 56672, presented at
the SPE Annual Technical Conference and
Exhibition, Houston, October 3–6, 1999.
Graue A, Viksund BG, Baldwin BA and Spinler
EA: “Large Scale 2D Imaging of Impacts of
Wettability on Oil Recovery in Fractured
Chalk,” paper SPE 38896, presented at the SPE
Annual Technical Conference and Exhibition,
San Antonio, October 5–8, 1997.
Лето 2007
Вход
Высота блока, см
32. Andersen, сноска 17.
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
A Закрытые трещины
В
Б
Выход
Открытая
трещина, 2 мм
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Длина блока, см
69
УГ
Заполнение 0 ПО
Заполнение 0,15 ПО
Заполнение 0,20 ПО
100
90
Заполнение 0,23 ПО
Заполнение 0,25 ПО
Заполнение 0,34 ПО
Водонасыщенность, % ПО
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
0,3
0,6
0,9
1,2
1,5
1,8
2,1
2,4
Длина, см, cm
УГ
Заполнение
0 ПО
Заполнение
0,15 ПО
Заполнение
0,20 ПО
0
10
2,7
Заполнение
0,23 ПО
3,0
3,3
3,6
Заполнение
0,25 ПО
3,9
4,2
Заполнение
0,34 ПО
20
30
40
50
60
Увеличение водонасыщенности
СГ
Заполнение 0 ПО
Заполнение 0,23 ПО
Заполнение 0,28 ПО
100
Водонасыщенность, % ПО
90
Заполнение 0,41 ПО
Заполнение 0,63 ПО
80
70
60
50
40
30
20
10
0
0
0,4
0,8
1,2
1,6
2,0
СГ
Заполнение
0 ПО
Заполнение
0,23 ПО
0
2,4
2,8
3,2
3,6
Длина, см, cm
Заполнение
0,28 ПО
10
4,0
4,4
Заполнение
0,41 ПО
4,8
5,2
5,6
6,0
Заполнение
0,63 ПО
20
30
40
50
60
Увеличение водонасыщенности
Рис. 17. Перекрывание открытой трещины. Между двумя образцами керна в камере заводнения имелся зазор 2 мм. Один образец — умеренно гидрофильный (УГ, верхняя последовательность), второй — сильно гидрофильный (СГ, нижняя последовательность). Насыщенности при
различных долях заполнения поровых объемов (ПО) измерялись по длине кернов (графики)
и в поперечном сечении торца первого по потоку керна (фотографии) методом ядерно-магнитной томографии. Прорыв воды на керне УГ произошел раньше — на его торце сформировались капли воды. Эти капли коалесцировали и в конечном итоге перекрыли трещину (схема
на врезке). Профили насыщения по длине керна показывают, что вода преодолела открытую
трещину еще до того, как было достигнуто Sor. Карты насыщенности в керне СГ, полученные
сканированием, показывают, что вода не достигла открытой трещины до тех пор, пока насыщенность в первом по потоку керне не сравнялась с Sor. Капли на торце керна не перекрывали
зазор до тех пор, пока он не заполнился снизу (схема на врезке).
70
крытые трещины почти так же легко,
как и через прилегающий ненарушенный материал, распространяя, таким
образом, градиент давления, обусловленный вязкостью, в окружающую
матрицу блока. Однако открытая
трещина являлась барьером в большей степени, чем закрытые трещины
в умеренно гидрофильной системе.
В ходе второй серии испытаний
бергенские ученые исследовали преодоление трещин. 34 Цилиндрические
керны мела из того же обнажения
породы были обрезаны до диаметра
3,8 см (1,5 дюйма). Эти образцы непрерывно пропитывались сырой нефтью в течение продолжительного
времени для изменения смачиваемости. 35 Для каждых условий смачивания
два цилиндрических образца керна
состыковывались в торец с зазором
2 мм (0,4 дюйма). Этот зазор имитировал открытую трещину (рис. 17).
Распределение флюидонасыщения в
“трещине” на конце первого по потоку
образца визуализировалось методом
магнитно-резонансной томографии.
Профиль насыщения по длине керна был получен при дополнительном
сканировании.
Керны при S wirr были пропитаны
водой. Чем менее гидрофилен материал, тем быстрее вода появлялась в
открытой трещине. В случае умеренной гидрофильности на поверхности
двухмиллиметровой открытой трещины образовывались капли воды,
которые перекрывали ее. При добавлении воды эти перекрывающие
капли увеличивались и в конечном
счете заполняли трещину. Однако
в сильно гидрофильном материале,
наоборот, быстро достигалась высокая насыщенность во всем первом по
потоку керне — еще до того, как вода
достигала трещины. После этого вода
заполняла трещину снизу вверх, и
только затем вода начинала затекать
во второй по потоку керн. При увеличении ширины трещины до 3,5 мм
(0,14 дюйма) ее перекрывание предотвращается почти полностью даже
при умеренной гидрофильности, и
трещина заполняется водой главным
образом снизу вверх.
Эти результаты показали, что смачивающая фаза образует перекрывающие трещину «мостики» за счет
комбинации действия сил вязкости,
Нефтегазовое обозрение
Новости из лаборатории
Лабораторные методы, более совершенные по сравнению с простым испытанием на пропитку по Амотту-Харви,
способны расширить наше понимание
смачиваемости. Изучение поверхностей методом атомно-силовой микроскопии и исследование трещиноватых
образцов мела с помощью двумерной
радионуклидной визуализации — это
всего лишь два примера современных
лабораторных методов. Сегодня используется множество других методов,
и улучшенные варианты этих и других
новых подходов к изучению смачиваемости в настоящее время проходят
проверку в лабораториях.
Например, хотя показатель насыщения Арчи принимает различные значения для гидрофильных и гидрофобных пород, в последних он чаще всего
выше. Недавние работы, основанные
на положениях теории перколяции,
позволили разработать новый подход
к определению взаимосвязи между
удельным сопротивлением и насыщением. Например, в одной из таких
моделей используется всего два параметра. 36 Один из них — это показатель,
аналогичный показателю насыщения
n в уравнении Арчи, а второй новый
параметр — коэффициент поправки
на сообщаемость пор, заполненных
водой, который может быть соотнесен
с гидрофобной частью поровых поверхностей. Когда этот коэффициент
равен нулю, модель сводится к уравнению Арчи. Эта новая модель согласуется с соотношением, наблюдаемым
при измерениях характеристик кернов гидрофобных известняков. 37
В уравнении Арчи используется
удельное сопротивление, которое измеряется при постоянном токе (нулевой частоте). При высоких частотах
материалы характеризуются сложным
диэлектрическим откликом, включающим как удельную проводимость
(величину, обратную удельному соЛето 2007
50
Относительная диэлектрическая
проницаемость
контролирующих рост перекрывающих капель воды, и сил поверхностного натяжения на границе раздела
водной и нефтяной фаз, от которых
зависит краевой угол капли. Таким образом, открытые трещины в меловом
коллекторе влияют на эффективность
заводнения по-разному, в зависимости от смачиваемости матрицы мела.
45
Карбонатная порода 1
Карбонатная порода 2
КПП
40
35
30
25
20
15
10
108
109
Частота, Гц
Рис. 18. Дисперсия диэлектрической проницаемости в двух карбонатных породах. Два образца, насыщенных рассолом и имеющих
одинаковый минералогический состав и пористость, характеризуются одинаковой диэлектрической проницаемостью при частоте 1
ГГц. Модель комплексного показателя преломления – КПП (черная
кривая) – согласуется с дисперсией для карбонатной породы 2, но
текстурные отличия обуславливают отход от кривой для карбонатной породы 1 на меньших частотах.
противлению), так и диэлектрическую
проницаемость. Измерения пластовой
диэлектрической проницаемости чувствительны к содержанию воды в пласте, так как диэлектрическая проницаемость воды в пластовых условиях не
менее чем на порядок величины превышает диэлектрическую проницаемость
нефти или матрицы горной породы.
Если известна общая пористость, то
водонасыщенность можно определить
напрямую, без использования часто
неизвестных показателей цементации
и насыщения в уравнении Арчи, которое применяется для интерпретации
измеренных удельных сопротивлений.
Интерпретация измерений диэлектрических параметров требует
установления связи между диэлек34. Aspenes E, Graue A, Baldwin BA, Moradi A,
Stevens J and Tobola DP: “Fluid Flow in
Fractures Visualized by MRI During Waterfloods
at Various Wettability Conditions—Emphasis
on Fracture Width and Flow Rate,” paper SPE
77338, presented at the SPE Annual Technical
Conference and Exhibition, San Antonio,
September 29–October 2, 2002.
Graue A, Aspenes E, Moe RW, Baldwin BA,
Moradi A, Stevens J and Tobola DP: “MRI
Tomography of Saturation Development in
Fractures During Waterfloods at Various
Wettability Conditions,” paper SPE 71506,
presented at the SPE Annual Technical
Conference and Exhibition, New Orleans,
September 30–October 3, 2001.
35. Graue A, Aspenes E, Bognø T, Moe RW and
Ramsdal J: “Alteration of Wettability and
Wettability Heterogeneity,” Journal of
Petroleum Science and Engineering 33, no. 1–3
(April 2002): 3–17.
трическими свойствами пород и их
компонентов. Для прогнозирования
величины диэлектрической постоянной породы по ее объемному составу
предложено несколько моделей эффективной среды, основанных на правилах смешения. Экспериментальные
данные по карбонатным породам, насыщенным нефтью и рассолом, показали, что наилучшим среди правил
смешения при частоте 1 ГГц является
правило смешения для комплексного
показателя преломления. 38
Однако, помимо минералогического состава и содержания воды, на диэлектрическую проницаемость влияют и другие факторы, что особенно
заметно на более низких частотах
(рис. 18). Хотя закон комплексноAspenes E, Graue A and Ramsdal J: “In-Situ
Wettability Distribution and Wetting Stability
in Outcrop Chalk Aged in Crude Oil,” Journal of
Petroleum Science and Engineering 39, no. 3–4
(September 2003): 337–350.
36. Montaron B: “A Quantitative Model for the
Effect of Wettability on the Conductivity of
Porous Rocks,” paper SPE 105041, presented
at the 15th Middle East Oil and Gas Show and
Conference, Bahrain, March 11–14, 2007.
37. Sweeney SA and Jennings HY: “The Electrical
Resistivity of Preferentially Water-Wet and
Preferentially Oil-Wet Carbonate Rock,”
Producer’s Monthly 24, no. 7 (1960): 29–32.
38. Seleznev N, Boyd A, Habashy T and Luthi S:
“Dielectric Mixing Laws for Fully and Partially
Saturated Carbonate Rocks,” Transactions of
the 45th SPWLA Annual Logging Symposium,
Noordwijk, The Netherlands, June 6–9, 2004,
paper CCC.
71
го показателя преломления предполагает использование наилучшей
простой модели смешения при 1 ГГц,
точное воспроизведение дисперсии
диэлектрических свойств породы в
широком диапазоне частот при этом
не обеспечивается. Эта задача более
успешно решается с помощью новой модели, учитывающей текстуру
породы. 39 Сначала для нее задается
среднее (фоновое) поведение, описываемое моделью комплексного
показателя преломления, а затем в
нее вводятся эллиптические зерна и
поры для отражения влияния текстуры на дисперсию диэлектрических
свойств (рис. 19).
Поры, зерна и включения нефти
могут быть представлены просто
как сжатые сфероиды – эллипсоиды с двумя равными большими осями. Преимущество использования
эллипсоидных форм заключается в
том, что модель можно рассчитать
аналитически. Для каждой фазы
добавляется один дополнительный
геометрический параметр — коэффициент сжатия, равный отношению длин большой и малой осей
сжатого сфероида. Породы с более
тонкой изолирующей областью, т.е.
сложенные более плоскими зернами с увеличенным коэффициентом
сжатия, характеризуются большей
степенью дисперсии диэлектрической проницаемости и удельной проводимости (рис. 20).
Смачиваемость влияет на диэлектрический отклик породы. 40 От нее существенно зависит пространственное
распределение проводящей и непроводящей фаз (рассола и нефти соответственно) в поровом пространстве
и, следовательно, диэлектрические
свойства породы. Углеводородная
фаза в сильно гидрофильной породе
находится главным образом в центре пор и окружена проводящим рас-
Смачивание водой
Смачивание нефтью
Нефть
Рассол (вода)
Зерна горной породы
Фон модели КПП
Рис. 19. Текстурная модель. Гидрофильные поры, заполненные нефтью и водой (слева вверху на рис.), представлены в виде случайно
распределенных сжатых сфероидов в фоновой среде модели комплексного показателя преломления КПП (справа вверху на рис.). Нефть в
гидрофобных породах контактирует с зернами и окружает проводящий рассол (слева внизу на рис.). Рассол находится главным образом
в центре пор, что представлено в текстурной модели как сфероиды
нефти, окружающие воду (справа внизу на рис.).
72
солом. Распределение фаз в сильно
гидрофобном образце – обратное,
т.е. углеводородная фаза прилегает к стенкам пор. Такое – обратное – распределение проводящей и
непроводящей фаз характеризуется
несколькими эффектами. Проводящий рассол в гидрофобных породах
не образует непрерывной связанной
сети, поскольку он становится все
более изолированным с увеличением смачиваемости нефтью. Это ведет
к сильному снижению удельной проводимости породы.
Еще одним лабораторным методом, перспективным при определении смачиваемости и геометрии пор,
является метод ядерно-магнитного
резонанса (ЯМР). 41 Сигнал ЯМР
— это мера степени релаксации магнитных моментов после наведения
начальной поляризации. 42 Флюиды,
непосредственно контактирующие с
поверхностью породы, характеризуются лучшей релаксацией благодаря
присутствию на этой поверхности
парамагнитных ионов или магнитных примесей. 43 Предпочтительная
смачиваемость поверхности определяет, какой из двух флюидов будет
контактировать с поверхностью и,
следовательно, на какой из них она
будет влиять.
Если в породе присутствует только
одна жидкая фаза, то время релаксации (распределение Т 2 ) зависит в
основном от поверхностной релаксации. Но при наличии двух фаз
сигнал ЯМР может существенно изменяться в зависимости от смачиваемости породы. После дренирования
с использованием лабораторной нефти порода остается гидрофильной с
остаточным слоем воды на своей поверхности. Нефтяной пик в распределении Т 2 находится рядом с пиком
объемной релаксации (рис. 21). При
дренировании с использованием бурового раствора на углеводородной
основе, наоборот, получаются более
короткие времена Т 2 , чем для объемной релаксации с таким раствором.
Значит, буровой раствор на углеводородной основе, полученный путем добавления различных веществ
(в том числе асфальтенов) в ту же
лабораторную нефть, контактирует
с поверхностью породы и, следовательно, смачивает керн.
Нефтегазовое обозрение
1
Более плоские зерна
ПС
0
0,5
–0.9
1
10
100
Удельная проводимость, См/м
25
КС зерна
Относительная диэлектрическая проницаемость
30
20
15
Увеличенная
гидрофобность
0,4
Увеличенная
гидрофобность
0,3
Более плоские зерна
0,2
0,1
0
10
108
109
108
109
Частота, Гц
Частота, Гц
Рис. 20. Дисперсия в текстурной модели. Здесь показаны две серии наблюдений: одна с переменным коэффициентом сжатия (КС), а другая — с переменным показателем смачиваемости (ПС). За базис (красная кривая) взят гидрофильный материал (ПС = 1,0) со сферическими зернами (КС = 1). В одной
серии КС зерна увеличивается до 10 (зеленая кривая) и 100 (синяя кривая), но гидрофильность остается. По мере сплющивания зерен (повышения КС),
удельная проводимость породы (внизу на рис.) значительно снижается, а относительная диэлектрическая проницаемость (вверху на рис.) увеличивается. Это определяет ключевую связь между дисперсионными свойствами и текстурой породы. Во второй серии наблюдений сферичность зерен сохраняется (КС = 1), но смачиваемость изменяется от смачивания водой (красная кривая) до промежуточного смачивания (оранжевая кривая) и смачивания
нефтью (черная кривая). Увеличение степени гидрофобности вызывает большое снижение удельной проводимости породы. Показатель смачиваемости в
этом случае отражает долю гидрофобных пор в общем поровом объеме и находится в диапазоне от 1 для сильно гидрофильных условий до –1 для сильно
гидрофобных условий. Поры в этих моделях сферические (КС = 1), пористость 30%, водонасыщенность 80%, удельная проводимость рассола 5 См/м.
39. Seleznev N, Habashy T, Boyd A and Hizem M:
“Formation Properties Derived from a MultiFrequency Dielectric Measurement,” Transactions
of the 47th SPWLA Annual Logging Symposium,
Veracruz, Mexico, June 4–7, 2006, paper VVV.
40. Bona N, Rossi E and Capaccioli S: “Electrical
Measurements in the 100 Hz to 10 GHz Frequency
Range for Efficient Rock Wettability Determination,”
SPE Journal 6, no. 1 (March 2001): 80–88.
41. Allen D, Flaum C, Ramakrishnan TS, Bedford J,
Castelijns K, Fairhurst D, Gubelin G, Heaton N,
Лето 2007
22
20
Распределение, единицы пористости
Характер смачивания может зависеть
от размера пор. Микропоры часто остаются гидрофильными. Поэтому определение микропористой фракции может
иметь большое значение для анализа
пластов, имеющих сложный характер
смачивания. Самым распространенным
промысловым средством оценки флюидов в микропорах являются диаграммы
Т 2. Однако использование этого подхода может оказаться безуспешным из-за
изменчивости поверхностной релаксации или геометрии пор.
Альтернативным методом является
ЯМР с ограниченной диффузией. Он
не подвержен влиянию поверхностной релаксации, но чувствителен к
размерам, сообщаемости и извилистости пор. Объемный коэффициент
диффузии D 0 — это константа, являющаяся мерой скорости диффузии
сосредоточенной группы молекул. Но
в ограниченном пространстве, например, в порах, коэффициент диффузии
D может быть меньше объемного значения, потому что перемещение молекул ограничено стенками поры.
18
16
14
12
10
8
Рассол (Н2О)
Рассол (D2O)
Лабораторная нефть
РУО
Свободный рассол (Н2О)
Свободная лабораторная нефть
Свободный РУО
6
4
2
0
10M4
10M3
10M2
10M1
Распределения Т2, с
100
101
Рис. 21. Распределение времен релаксации Т2. Кривая распределения Т2
для образца карбонатной породы, полностью насыщенного рассолом (Н2О)
(сплошная черная кривая), смещена к меньшим временам, чем сигнал от
свободного рассола (точечная черная кривая), что вызвано поверхностными
взаимодействиями. Исходный рассол замещается рассолом на основе дейтерированной воды (D2O), которая не дает какого-либо сигнала ЯМР, кроме как
от небольшого количества остаточной Н2О (зеленая кривая). После промывки
дейтерированного образца буровым раствором на углеводородной основе
(РУО), пик (сплошная красная кривая) смещается от пика свободного РУО
(точечная красная кривая), что указывает на смачивание породы буровым
раствором. Образец был очищен, снова насыщен дейтерированной водой и
промыт лабораторной нефтью. Главный пик (сплошная синяя кривая) совпадает с пиком сигнала от свободной нефти (точечная синяя кривая), и, как и
для лабораторной нефти, поверхность остается гидрофильной.
Minh CC, Norville MA, Seim MR, Pritchard T and
Ramamoorthy R: “Trends in NMR Logging,”
Oilfield Review 12, no. 3 (Autumn 2000): 2–19.
Chen J, Hirasaki GJ and Flaum M: “NMR Wettability
Indices: Effect of OBM on Wettability and NMR
Responses,” Journal of Petroleum Science and
Engineering 52, no. 1–4 (June 2006): 161–171.
42. Типичной последовательностью поляризации и
регистрации сигнала является последовательность эхо-сигналов Карра-Перселла-МейбумаГилла (CPMG): Meiboom S and Gill D: “Modified
Spin-Echo Method for Measuring Nuclear
Relaxation Times,” The Review of Scientific
Instruments 29, no. 8 (1958): 688–691.
43. Brown RJS and Fatt I: “Measurements of
Fractional Wettability of Oilfield Rocks by
the Nuclear Magnetic Relaxation Method,”
Transactions, AIME 207 (1956): 262–264.
Foley I, Farooqui SA and Kleinberg RL: “Effect of
Paramagnetic Ions on NMR Relaxation of Fluids
at Solid Surfaces,” Journal of Magnetic Resonance,
Series A 123, no. 1 (November 1996): 95–104.
73
Нормированная амплитуда
1,5
Микропористость
1,0
0,5
0
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
D/D0
Рис. 22. Определение микропористости. Средний нормализованный
коэффициент диффузии D/D 0 указывает на наличие двух наборов
диффундирующих молекул (синяя кривая). Измеренный коэффициент диффузии для микропор меньше (врезка слева на рис.), так
как в этом случае молекулы диффундируют по более извилистому
пути (красная линия). Пик при больших значениях относится к
молекулам в более крупных порах (врезка справа на рис.), для
которых значения D находятся ближе к объемному значению D 0.
Более острый пик при меньших D представляет молекулы в микропорах. Отношение площади под кривой слева от фиксированной
граничной линии (черная линия) к площади под всей кривой равно
микропористости (44% порового пространства в данном примере).
Неф
ть
да
Во
Коэффициент диффузии определяется путем анализа затухания
эхо-сигнала ЯМР в неоднородном магнитном поле. 44 На примере
для карбонатной породы показано
нормализованное
распределение
D/ D 0 на ранних временах диффузии (рис. 22). 45 Это распределение характеризуется одним пиком
в области малых коэффициентов
диффузии, что соответствует молекулам в ограниченном микропористом пространстве, и вторым пиком
в области увеличенных коэффициентов диффузии с приближением к
D 0 , что соответствует молекулам в
менее ограниченных объемах (т.е.,
в более крупных порах). Использование эмпирического граничного
значения для распределения позволяет отделить область микропористости — это процентная доля
пор при значениях D/D 0 менее граничного значения, что хорошо согласуется с данными ртутной порометрии и величиной неснижаемой
водонасыщенности после центрифугирования.
Некоторые из этих новых методов
обеспечивают получение входных
данных для сеточных капиллярных
моделей пористой среды, позволяющих, как полагают, эффективно
исследовать капиллярные, гидрав-
44. Stejkal EO and Tanner JE: “Spin Diffusion
Measurements: Spin Echoes in the Presence of
a Time-Dependent Field Gradient,” Journal of
Chemical Physics 42, no. 1 (1965): 288–292.
Нефть
Вода
Рис. 23. Моделирование сети пор. Срезы-микротомограммы карбонатной породы (слева
вверху на рис.) разделяются (в центре вверху на рис.) на зерна (черный цвет) и поры
(индивидуальная окраска). Несколько срезов образуют трехмерную микротомограмму,
преобразуемую в сеть пор (слева внизу на рис.). Показано небольшое подмножество модели: поры изображены не в масштабе. Система состоит из сфер и более сложных форм,
таких, как трубки с треугольным поперечным сечением. Вытеснение из таких структур
происходит по поршневому механизму (справа вверху на рис.). В данных гидрофильных
условиях нефть находится в центре трубки, а вода — по ее углам, что также видно и на
поперечном сечении (в центре справа на рис.). Нефть в этой модели может контактировать с поверхностями и изменять краевой угол смачивания в сторону угла, характерного
для гидрофобности (заштрихованная часть поверхности). При последующем заводнении
слои нефти могут остаться в элементах с большим краевым углом (справа внизу на рис.).
74
45. Hürlimann MD and Venkataramanan L:
“Quantitative Measurement of TwoDimensional Distribution Functions
of Diffusion and Relaxation in Grossly
Inhomogeneous Fields,” Journal of Magnetic
Resonance 157, no.1 (July 2002): 31–42.
46. Valvatne PH and Blunt MJ: “Predictive
Pore-Scale Modeling of Two-Phase Flow in
Mixed Wet Media,” Water Resources Research
40, no. 7, W07406 (2004): doi:10.1029/
2003WR002627.
47. Picard G and Frey K: “Method for Modeling
Transport of Particles in Realistic Porous
Networks: Application to the Computation of
NMR Flow Propagators,” Physical Review E 75
(2007): 066311.
48. Knackstedt MA, Arns CH, Limaye A,
Sakellariou A, Senden TJ, Sheppard AP,
Sok RM, Pinczewski VW and Bunn GF: “Digital
Core Laboratory: Properties of Reservoir
Core Derived from 3D Images,” paper SPE
87009, presented at the SPE Asia Pacific
Conference on Integrated Modelling for
Asset Management, Kuala Lumpur, March
29–30, 2004.
Нефтегазовое обозрение
Лето 2007
2,5
2,0
Показатель смачиваемости
лические и транспортные свойства
пористой среды. 46 Моделирование
порового пространства с сетью узлов и связей позволяет эффективно
рассчитать гидравлические свойства и дает детальное представление
о процессах, важных для повышения нефтеотдачи, таких, как смешивающееся и несмешивающееся
вытеснение.
Капиллярная сеточная модель пористой среды представляет собой
идеализированное поровое пространство и обычно включает описание среды и физических явлений
в масштабе пор. С помощью таких
моделей можно имитировать сложные многофазные потоки и процессы переноса в пористой среде. 47
Компьютеры быстрее работают с
капиллярными сеточными моделями, чем с более точными моделями,
используемыми в других подходах.
Х о тя м од е ли с ет и по р т ра д и ци он н о и с п о ль зу ют ся в ка ч е с т в е н н ых и с с ле д ован и ях , у н и х и м е е т с я
потен ц и ал с тать про г н о з н ы м и м о делями при условии, что правильн о з ад ан ы п ар ам е т ры ст рукт уры
пор. З а п ос ле д н е е в ре м я сд е л а н о
н еск о ль к о шаг ов в пе ре д в о бл а сти пр о г н озн о г о м о д е л и ро в а н и я с
помо щь ю э ти х м о д е л е й , ко г д а г е о логи ч е с к и р е алист и ч н ы е с и ст е м ы
стро я тс я п у те м а н а л и з а т ре х м е рн ых и зо б р аж е н и й , по л уч е н н ы х ,
н апри м е р , м е то д а м и т ре х м е рн о й
рек о н с тр у к ц и и по м и кро ре н т г е н о томо г р ам м ам (р и с . 23 ) . 48
Однако разрешение микрорентгенотомограмм в настоящее время
ограничено несколькими микронами, поэтому правильное описание
микропористости с помощью капиллярных сеточных моделей является проблематичным. Расширить
применимость таких моделей для
описания микропористых пород
АмоттMХарви
1,5
USBM
1,0
0,5
0
–0,5
–1,0
0
20
40
60
80
100
Краевой угол, градусы
120
140
160
Рис. 24. Результаты микромоделирования пористости после
сдвига смачиваемости. Краевые углы в микромодели были изначально распределены в диапазоне между 50º и 60º. При моделировании краевой угол сдвигался в сторону больших значений
для 95% элементов системы. Это происходило в результате
изменения смачиваемости. Осуществление модельных циклов
дренирования и впитывания позволило рассчитать показатели
смачиваемости Амотта-Харви (красная кривая) и USBM (черная
кривая), показанные как функция измененного краевого угла.
можно путем использования нескольких методов, таких, как метод
ЯМР с ограниченной диффузией,
конфокальная микроскопия (для
оптического отображения образцов
большой толщины) и сканирующая
электронная микроскопия.
Микромоделирование пористых
сред
капиллярными
сеточными
моделями помогает при изучении
влияния смачиваемости на нефтеизвлечение. Петрофизические параметры, такие, как капиллярное
давление, относительная фазовая
проницаемость и удельное сопротивление, рассчитываются при различных условиях смачивания. Эти
условия определяются по краевым
углам, которые задаются случайным образом на основе выбранных
распределений. В результате получаются распределения флюидов
и формы поверхностей раздела в
сеточной модели для нескольких
реализаций. Квазистатическое моделирование дренирования и впитывания можно использовать для
исследования результатов влияния
условий смачивания (рис. 24).
Такие лабораторные методы указывают путь к будущему использованию
показателей смачиваемости для более
эффективной добычи нефти. Месторождения во всем мире все больше
истощаются, и компании-операторы
хотят извлечь столько углеводородов,
сколько позволят экономические условия, прежде чем оставить эти месторождения. Для достижения данной
цели потребуется оптимизация всех
систем, а для этого необходимо постоянное совершенствование методов
использования и фундаментального
параметра, на котором основано извлечение нефти, — смачиваемости
горных пород.
— МАА
75