Основы смачиваемости -...

54 Нефтегазовое обозрение

Ваэль Абдалла

Эдмонтон, Альберта, Канада

Джил С. Бакли

New Mexico Petroleum Recovery

Сокорро, Нью-Мексико, США

Эндрю Карнеги

Куала-Лумпур, Малайзия

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

Благодарим за помощь в подготовке данной

статьи: Остина Бойда, Габриэлу Лью и Ромена Приу

(Бостон, Массачусетс, США), Рэя Кеннеди (Эдмон-

тон, Альберта, Канада), Патриса Линьёля (Дахран,

Саудовская Аравия), Джона Маккаллаха (Шугар-

Ленд, Техас, США), Жюльметту Пикар (Кламар,

Франция), Рагу Рамамурти (Абу-Даби, ОАЭ) и Алана

Сиббита (Москва, Россия). Также благодарим учас-

тников 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.

Основы смачиваемости

Понимание смачиваемости пласта играет важную роль в оптимизации

извлечения нефти. Характер смачиваемости (смачиваемость нефтью

или водой) влияет на многие аспекты поведения пласта, особенно при

заводнении и применении методов повышения нефтеотдачи. Неверное

предположение о характере смачиваемости пласта может привести к его

необратимым повреждениям и осложнению разработки.

Силы смачивания играют заметную роль в окружающем нас мире. Они, в частности, используются для прак-тических приложений, как в случае дождевой воды, собирающейся в кап-ли на покрытом воском кузове авто-мобиля, что способствует защите от коррозии. Другой любопытный при-мер: в построенном ребенком замке из песка силы смачивания заставля-ют песчинки держаться вместе, со-храняя шедевр детского творчества.

Силы смачивания влияют на по-ведение нефте- и газонасыщенных пластов во многих аспектах, вклю-чая насыщенность, многофазные те-чения, а также ряд параметров, опре-деляемых по каротажу. Однако перед рассмотрением всех этих вопросов необходимо уточнить, что такое сма-чиваемость.

Смачиваемость описывает пред-расположенность твердого мате-

риала к контактированию с одной жидкостью, нежели с другой. Хотя термин “предрасположенность” мо-жет показаться неуместным в отно-шении неодушевленного предмета, он адекватно характеризует баланс между силой поверхностного на-тяжения и силой, действующей на поверхности раздела фаз. Капля предпочтительнее смачивающей жидкости вытеснит другую жид-кость с поверхности материала и в конечном счете растечется по всей этой поверхности. И наоборот, если несмачивающая жидкость попадет на твердую поверхность, уже пок-рытую смачивающей жидкостью, то несмачивающая жидкость соберется в каплю с минимальной площадью контакта с поверхностью. Если же не имеет места ни сильного смачи-вания поверхности водой, ни силь-ного смачивания ее нефтью, баланс

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 (спра-ва на рис.), капля растекается, и краевой угол приближается к 180º. На поверхности с промежуточной смачиваемостью (в центре рис.) также образуется капля, но крае-вой угол зависит от баланса сил поверхностного натяжения (γ so, γ sw и γow для границ «поверхность/нефть», «поверхность/вода» и «нефть/вода» соответственно).

55Лето 2007

сил в системе «нефть/вода/твердое тело» будет таким, что между дву-мя жидкостями на твердой поверх-ности возникнет краевой угол сма-чивания θ (рис. 1).

Во многих промысловых работах влияние смачиваемости часто счита-ется подобным действию двоичного переключателя — предполагается, что существует лишь два типа смачивае-мости и порода может быть либо сма-чиваемой водой (гидрофильной), либо смачиваемой нефтью (гидрофобной). Такое крайнее упрощение скрывает всю сложность физики смачиваемости породы пласта. В однородном порис-том материале, насыщенном нефтью и водой, сильное смачивание водой является одним из крайних случаев непрерывного диапазона, в котором твердая поверхность скелета пористой среды обладает выраженным сродс-твом к воде. Поверхность, сильно сма-чиваемая нефтью, обладает большим сродством с нефтью.1 Весь этот не-прерывный 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 проме-жуточном или нейтральном смачива-

нии. Параметры, определяющие по-ложение данной конкретной системы в этом диапазоне смачиваемости, об-суждаются ниже.

Породы пласта — это сложные структуры, часто характеризуе-мые разнообразным минеральным составом. Разные минералы могут обладать различными типами сма-чиваемости, что сильно затрудняет определение общей смачиваемости сложной по минералогическому со-ставу породы. Как правило, основ-ные минералы пород пласта — это кварцы, карбонаты, доломиты, кото-рые до миграции в них нефти явля-ются гидрофильными.

Это еще больше усложняет ситуа-цию: история формирования насы-щения материала может повлиять на смачиваемость поверхности, так как поверхности пор, ранее контактиро-вавшие с нефтью, могут оказаться гид-рофобными, а неконтактировавшие — гидрофильными. Для описания обоих случаев использовались различные по-нятия, включая смешанное, частичное и пятнистое (dalmation) смачивание. В данной статье общий термин «смешан-ное смачивание» будет применяться к любому материалу с неоднородным ха-рактером смачивания. Важно отметить

принципиальную разницу между про-межуточным смачиванием (т.е. отсутс-твием предрасположенности к сильно-му смачиванию каким-либо флюидом) и смешанным смачиванием (т.е. воз-можностью одновременного прояв-ления 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 во-дой, тем не менее, может находиться в контакте с нефтью или газом. Сма-чиваемость не описывает состояние насыщения — она указывает на пред-расположенность твердого материала смачиваться определенной жидкостью при условии, что этот флюид присутс-твует. 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 та-кой нефтенасыщенной, но гидрофиль-ной породы в стакан с водой — и он са-

1. Если в данной статье не указано иное, терми-ны «смачиваемость водой» и «смачиваемость нефтью» подразумевают сильную смачивае-мость.


мопроизвольно вберет в себя большое количество воды, нефть же будет вы-теснена. Указанное явление принято называть капиллярной пропиткой.

Строго говоря, понятие «пропит-ки» относится к увеличению насы-щенности смачивающей фазой, будь то самопроизвольное впитывание или принудительный процесс, такой,

как заводнение гидрофильных плас-тов. И наоборот, «дренирование» означает рост насыщенности несма-чивающей фазой. Однако на практи-ке термин «пропитка» используется для описания процесса повышения водонасыщенности, тогда как термин «дренирование» — для повышения не-фтенасыщенности. Поэтому при чте-

нии текстов, в которых используются эти понятия, следует обращать внима-ние на то, как они определяются.

В настоящей статье описываются явления смачиваемости на нефтяных месторождениях и далее обсуждают-ся химические и физические основы смачивания, объясняющие эти явле-ния. Основной упор делается на вза-имодействиях между водой, нефтью и твердой фазой, хотя также сущес-твуют системы «газ/жидкость/твер-дая фаза», в которых смачиваемость тоже играет важную роль. Кратко описываются методы измерений и приводятся два примера исследо-ваний ближневосточных меловых пород и результаты лабораторного исследования меловых отложений Северного моря, которые требуют понимания смачиваемости. В конце статьи рассказывается о лаборатор-ных методах, которые могут расши-рить наши возможности в измерении и моделировании смачиваемости.

Практическое значение смачиваемостиБлагоприятные цены на нефть уве-личили рентабельность заводнения и некоторых методов повышения нефтеотдачи. Если в коллекто-ре присутствуют несколько фаз, то важно получить информацию о смачиваемости.2 Однако даже при первичной добыче смачиваемость влияет на продуктивность и сте-пень извлечения нефти.3 Исходная смачиваемость пласта и смачива-емость, изменяющаяся во время и после миграции углеводородов, влияет на начальное распределение водонасыщенности в пласте Swi и динамику его разработки.

Большинство пластов до мигра-ции нефти являются гидрофильны-ми и имеют протяженную переход-ную зону постепенного изменения характера насыщения – от преиму-щественной насыщенности нефтью с остаточной водой в верхней час-ти переходной зоны до преиму-щественной насыщенности водой в ее нижней части. Такой переход определяется разностью давлений в нефтяной и водной фазах, обус-ловленной контрастом плотности, и тесно связан с определением ка-пиллярного давления Р

с (рис. 2).

Рис. 2. Формирование переходной зоны. В однородном пласте имеется переход от высо-кой 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 опре-

деляется 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 опре-деленным 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 капил-лярное 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.

57Лето 2007

При миграции нефти в гидрофоб-ный коллектор будет другая дина-мика насыщения: практически мак-симальная нефтенасыщенность к подошве коллектора. Эта разница отражает легкость проникновения смачивающего флюида в пласт.

Слои внутри пласта также могут характеризоваться разной смачи-ваемостью из-за различий в ли-тологии. Низкопроницаемая зона может оставаться смачиваемой водой, если миграция нефти в нее незначительна или вообще отсутс-твует, тогда как соседние пласты становятся лучше смачиваемыми нефтью. Объяснить же другие из-менения смачиваемости, вероятно, не столь просто. Так, считается, что ряд карбонатных пластов на Ближ-нем Востоке характеризуются из-менчивостью смачиваемости в про-пластках, но причина этого до сих пор не выяснена.

Такая неоднородная смачивае-мость может повлиять на добычу. Например, в модели, построенной с помощью программного комп-лекса моделирования разработки ECLIPSE, были учтены параметры, типичные для ближневосточных карбонатных коллекторов, и приня-та одинаковая проницаемость сло-ев, смачиваемых водой и нефтью. За счет капиллярных эффектов, при заводнении вода лучше прони-кает 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 гид-рофильном пласте остается в бо-лее крупных порах, где она может

терять сплошность, распадаясь на отдельные капли, и удерживаться. Нефть в пласте, смачиваемом не-фтью, или в пласте со смешанной смачиваемостью прилипает к по-верхностям пор, что увеличивает вероятность возникновения непре-рывного фильтрационного пути к добывающей скважине и приводит к снижению Sor.

Поскольку эффекты смачивае-мости проявляются как в масштабе пор, так и в масштабе всего пласта, они могут существенно влиять на экономические показатели проекта разработки. Таким образом, от Swi и S or зависит нефтеотдача — один из важнейших параметров, оцени-ваемых при разведке и в процессе добычи. Кроме того, с изменением смачиваемости пласта изменяются и относительные проницаемости для воды и нефти. Неправильное понимание характера смачиваемос-ти в проектах, связанных с больши-ми начальными капиталовложения-ми в инфраструктуру (например, на глубоководных месторождениях), может привести к очень дорогосто-ящим последствиям.

Смачиваемость влияет на эф-фективность заводнения, кото-рое тоже может быть сопряжено с большими начальными затратами. Силы, контролирующие пропитку (т.е . способность пласта впитывать смачивающую фазу), определяют, насколько легко закачать воду в пласт и как она будет мигрировать в гидрофильном пласте. На после-дующих стадиях заводнения про-исходит прорыв воды к добываю-щим скважинам. Нефтеотдача из гидрофильного пласта до прорыва воды обычно превышает допрорыв-ную нефтеотдачу из гидрофобного пласта.

Смачиваемость также может вли-ять на вытеснение нефти газом. Фронт закачиваемого газа или не-фтяной вал может вытеснять воду, если она подвижна, опять же изме-няя приток в зависимости от преиму-щественной смачиваемости пласта водой или нефтью. Кроме того, если в нефти присутствуют асфальтены, то контакт с закачиваемым углево-дородным газом может нарушить фазовое равновесие и привести к осаждению асфальтенов. Как будет изложено далее, такое осаждение может изменить характер смачивае-мости поверхностей пор.

Смачиваемость или ее изменение может повлиять на разработку даже газоносных пластов. Блокирование призабойной зоны конденсатом снижает приток газа. В некоторых методах извлечения применяют-ся химические средства для изме-нения смачиваемости в этой зоне, чтобы вызвать приток нефти и ус-транить закупоривание.4

Некоторые способы повышения нефтеизвлечения обеспечивают преодоление сил смачивания, ко-торые удерживают нефть. С этой целью либо изменяют предпочти-тельную смачиваемость пласта в сторону большей смачиваемости нефтью, либо снижают поверхнос-тное натяжение на границе разде-ла флюидов, тем самым уменьшая силы смачивания.

Смачиваемость влияет и на не-которые виды каротажных измере-ний. Для каротажа сопротивлений необходим непрерывный путь тока через породу, который обеспечива-ется водой. Масса воды в гидрофоб-ном пласте может и не быть непре-рывной, что приводит к изменению показателя насыщения n в уравне-нии Арчи, связывающем насыщен-

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.

Technology 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 газо-конденсатных 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 High-Temperature Gas Wells,” World Oil 228, no. 3 (March 2007): 51–58.

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: “Wettabil ity and Its Effect on Oil Recovery,” Journal of Petroleum


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-маг-нитного резонанса (ЯМР) также зависят от положения флюидов по отношению к поверхности пор. Скорости релаксации несмачиваю-щего флюида близки к таковым для свободного флюида, потому что не-смачивающий флюид находится в средней части пор, тогда как смачи-вающая фаза характеризуется мень-шим временем релаксации из-за по-верхностных взаимодействий.6

Смачиваемость играет важную роль при разработке буровых растворов, особенно на углеводородной основе. Например, в растворы добавляют по-верхностно-активные вещества (ПАВ) для удержания твердых частиц во взве-шенном состоянии. Фильтрат раствора на углеводородной основе, в котором углеводородная основа является дис-персионной средой, содержащий гид-рофильные ПАВ, проникает в приза-бойную зону пласта и может изменить тип смачиваемости пор.7 Это может привести к изменению распределения флюидов в поровом пространстве и исказить результаты каротажа. Пос-кольку такие изменения не всегда пос-тоянны, проводят повторные измере-ния несколькими последовательными каротажными рейсами.

Изменения смачиваемостиСилы смачивания устанавлива-ют равновесие между как минимум тремя веществами: одним твердым и двумя жидкими.8 Состав этих ве-ществ и окружающие условия вли-яют на преимущественную сма-чиваемость. Поэтому мы должны рассмотреть компоненты нефти, химические свойства рассолов и ус-ловия на поверхности минералов, а также температуру, давление и исто-рию формирования насыщения.9

Состав нефти – главная причина изменения смачиваемости естест-венно гидрофильной поверхности, потому что все компоненты, изменя-ющие ее, сосредоточены в нефтяной фазе. Такими компонентами являют-ся полярные соединения, содержа-щиеся в смолах и асфальтенах. Оба эти вещества одновременно облада-ют и гидрофильными, и гидрофоб-ными характеристиками. Объемный состав сырой нефти определяет рас-творимость полярных компонентов. Нефть, являющаяся плохим рас-творителем для собственных ПАВ, будет иметь бóльшую склонность изменять смачиваемость, чем хоро-шо растворяющая нефть (рис. 3).10 Температура, давление и состав сы-рой нефти влияют на стабильность асфальтенов (см. «Асфальтены: про-блемы и перспективы», стр. 28).

Чтобы компоненты нефти смогли вызвать изменение смачиваемости, нефтяная фаза должна вытеснить рассол с поверхности. Поверхность гидрофильного материала покры-та водяной пленкой.11 В части этой пленки, прилегающей к поверхнос-ти, образуется двойной электричес-кий слой: избыточным зарядам на твердой поверхности противостоят ионы электролита, заряженные про-тивоположно. Первый слой воды с этими ионами – статический, а вто-рой обменивается ионами со свобод-ной водой.

Когда две поверхности контакта, например, между твердой повер-хностью и водой и между водой и нефтью, находятся рядом, они от-талкиваются или притягиваются за счет ван-дер-ваальсовых и электро-статических сил и структурного или сольватационного взаимодействия.12 Результирующая сила обычно вы-

Сила

про

ходя

щег

о св

ета,

мкВ

т

Давление , фунт/дюйм 24 000 6 000 8 000 10 000 12 000 14 000

20

15

10

5

0

7 000 фунт/дюйм2

5 500 фунт/дюйм2

8 000 фунт/дюйм2 8 500 фунт/дюйм2 11 500 фунт/дюйм2

Давление насыщения

Давление начала осаждения асфальтенов

Крае

вой

угол

нат

екан

ия в

оды

, гра

дусы

Объемная доля нефти

MarsMYellow

MarsMPink

Tonsleep

AM93

Lagrave

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,00

30

60

90

120

150

180

MarsMPink

MarsMYellow

Tensleep

AM93

Lagrave

47 мкм

47 мкм

47 мкм 47 мкм 47 мкм

Рис. 3. Изменение смачиваемости из-за осаждения асфальтенов. Краевые углы смачива-ния 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 ас-фальтенов 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).

59Лето 2007

ражается как сила, действующая на единицу площади, и называется рас-клинивающим давлением. Положи-тельное расклинивающее давление разделяет поверхности, а отрица-тельное — притягивает. На характер и величину расклинивающего давле-ния влияет состав нефти, а также рН и состав рассола.

Эти величины измерялись для про-гнозирования стабильности водной пленки, и общие тенденции подтвер-дились экспериментально. Атом-но-силовая микроскопия позволи-ла получить изображения твердых поверхностей после выдерживания, иллюстрирующие сложность повер-хностных взаимодействий (рис. 4).13 При дестабилизации пленки поляр-ные компоненты сырой нефти могут закрепиться на поверхности и сде-лать ее более гидрофобной. Двухва-лентные ионы в растворе, такие, как Са2+, также могут дестабилизиро-вать пленку.

Из-за различий в распределении и природе ионизированных участков на твердой поверхности диапазоны значений рН, вызывающих деста-билизацию в карбонатных пластах и песчаниках, также различаются. Поверхность кварца имеет отрица-тельный заряд при рН около 2, поэ-тому на ней могут адсорбироваться положительные ионы (основные хи-мические соединения).14 Наоборот, поверхность кальцита может иметь положительный заряд при рН менее 9,5, и на ней могут адсорбировать-ся отрицательно заряженные ионы (кислые соединения). Смачивае-мость карбонатных пластов также зависит от специфических взаимо-действия с карбоновыми кислотами и реакционной способности карбо-натных минералов.15

Существование двойных слоев в вод-ной фазе объясняет различия между нефтенасыщенным и смачиваемым не-фтью материалом. Если водная пленка стабильна, компоненты сырой нефти не могут закрепиться на твердой по-верхности и изменить характер смачи-вания в сторону смачивания нефтью. Одним из результатов такого повер-хностного взаимодействия является гистерезис краевого угла смачивания. Краевой угол при натекании воды, ко-торый появляется при вытеснении с

5. Уравнение Арчи: Sw = (R

t/R

0)n, где R

t — удельное

сопротивление пласта при данной водонасы-щенности S

w, а R

0 — 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, называе-мые мицеллами, состоящие из водного ядра и внешнего монослоя ПАВ, в котором гидрофиль-ные 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.

180

150

120

90

60

30

00 10 20

Время выдерживания в нефти, сутки

30 40 50Кр

аево

й уг

ол н

атек

ания

вод

ы, г

раду

сы

pH Ионная сила

4

6

8

0,01

0,1

1,0

0 2,5 5,0 7,5 10,0 12,50

2,5

5,0

7,5

10,0

12,5

мкм

0 2,5 5,0 7,5 10,0 12,50

2,5

5,0

7,5

10,0

12,5

мкм

Рис. 4. Влияние химического состава рассола на стабильность пленки и краевой угол смачи-вания. Поверхность стекла обработана водным раствором хлорида натрия (NaCl) в концент-рации 0,01, 0,1 и 1,0 моль/м3 и рН 4, 6 и 8. Данная гидрофильная поверхность затем подвер-глась 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 смачивае-мости нефтью, методом атомно-силовой микроскопии сделаны микрофотографии поверхнос-тей, на которых виден комплекс осажденных на поверхности неоднородностей микронного размера (вверху справа на рис.). Скорее всего, это асфальтены, поскольку данные неодно-родности 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.).

11. На поверхности гидрофильного материа-ла 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 смачиваемос-ти 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.


поверхности свободной нефти свобод-ной водой, может быть значительно больше краевого угла при оттекании воды в обратной ситуации. Описание поверхностных слоев в этих двух слу-чаях может быть весьма сложным.16

Здесь пора вспомнить и о другом факторе, влияющем на преимущес-твенную смачиваемость поверхнос-ти, — об истории формирования на-сыщения. В нефтеносных породах смачиваемость может изменяться с глубиной, от преимущественной смачиваемости водой в нижней час-ти переходной зоны до преимущес-твенной смачиваемости нефтью в ее верхней части.17 Менее глубокие зоны характеризуются повышенным капиллярным давлением, которое может противодействовать раскли-нивающему давлению и дестабили-зировать водную пленку, позволяя поверхностно-активным компонен-там 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, формиро-вание газовой шапки, утечка нефти

и газа из коллектора, тектоническая активность — все это способно пов-лиять на распределение насыщен-ности в пласте. Эти изменения могут привести к насыщению его разными флюидами, что частично зависит и от характера смачиваемости повер-хности в данное время.

Такое изменение насыщения со вре-менем справедливо не только в масш-табе геологического времени, но и в пределах периода бурения и добычи. Буровые растворы, особенно на угле-водородной основе, содержат ПАВ, которые могут проникнуть в поро-вое пространство, изменяя смачивае-мость призабойной зоны и влияя на приток после ввода скважины в экс-плуатацию. Жидкости, используемые при капитальном ремонте скважины, могут оказывать схожее воздействие на смачиваемость призабойной зоны.

Параметры, уже рассмотренные в контексте первичной добычи или за-воднения, также могут быть изменены в ходе добычи при закачке жидкости, которая специально или непреднаме-ренно изменяет характер смачивае-мости пласта, что, возможно, вызовет повышение или снижение приемис-тости или продуктивности пласта. Различия в минерализации по соста-ву и концентрации или рН между за-качиваемым и пластовым рассолами может привести к изменению смачи-ваемости. ПАВ, включая синтезиро-ванные бактериями, способны умень-шить поверхностное натяжение на границе контакта между флюидами и изменить краевой угол. При повышен-ной температуре кварц становится бо-лее 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 вы-звать изменение состава нефти из-за смещения точки начала осаждения асфальтенов с последующим их от-ложением в коллекторе. Это может произойти и при снижении пласто-вого давления или температуры, что способно привести также к осажде-нию парафинов, конденсации газа или формированию газовой шапки. Все это влияет на распределение смачиваемости в пласте.

Взгляд изнутри —анализ в масштабе порГеометрия пор затрудняет примене-ние знаний о принципах смачивания, обсуждавшихся выше. Краевой угол смачивания легче всего интерпрети-ровать, когда поверхность гладкая. Однако стенки пор — не гладкие и плоские поверхности, а матрица, ок-ружающая поры, обычно включает разные минералы.

Шероховатость поверхности пре-пятствует визуализации простого краевого угла, потому что кажу-щийся краевой угол (получаемый на осредненной плоскости поверх-ности) может заметно отличаться от истинного краевого угла, образую-щегося при локальной ориентации поверхности (рис. 5). Водная пленка на острых выступах (неровностях) поверхности может быть тоньше, что способно повлечь изменение харак-тера смачиваемости в этих точках.

Концептуальные или обучающие модели капиллярности в пористой среде часто являются моделями «пучка капилляров». Распределение пор по размерам моделируется рас-пределением капилляров разных ра-диусов. В каждый капилляр входит несмачивающая нефтяная фаза при разных значениях давления (дав-ления проникновения в капилляр), обратно пропорционального его ра-диусу. Когда давление нефти превы-шает давление проникновения в ка-пилляр, нефть заполняет капилляр по всему сечению.

В действительности сложная гео-метрия поры обуславливается по-верхностями зерен, окружающих ее. Давление проникновения в капилляр при такой геометрии связано с ради-усом окружности, вписанной в сече-ние самого широкого прилегающе-го порового канала. Хотя основной объем поры может быть заполнен нефтью, пустоты в местах схождения зерен остаются незаполненными, по-тому что капиллярное давление не-достаточно 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 за-полнены нефтью, а другие — рассолом

Нефть

Вода

Зерно Выступ

кажущийся

истинный

Рис. 5. Шероховатость поверхности поры. Кажущийся краевой угол смачивания, измеренный на осредненной плоскости поверхности, может значительно отличать-ся от истинного краевого угла на участке локального наклона (вверху на рис.). Даже если пора смачивается водой, слой поверх-ностной воды может не представлять собой двойного слоя, а иметь увеличенную тол-щину из-за неровности поверхности (внизу на рис.). На выступе поверхностные силы в большей степени вытесняют двойной слой, чем на других участках поверхности.

61Лето 2007

(если нет газонасыщения). Некоторые твердые поверхности контактируют с нефтью, и водная пленка на отдельных или на всех таких поверхностях мо-жет быть нестабильной. Там, где она нестабильна, предпочтительная сма-чиваемость может измениться. В ре-зультате может возникнуть смешан-ная смачиваемость, когда некоторые части порового пространства гидро-фильны, а другие — гидрофобны. Со-гласно общепринятой теории, предпо-сылки возникновения этой ситуации указывают на то, что крупные поры с большей вероятностью гидрофобны, а мелкие поры и пустоты в порах, окру-жающие точки контактов зерен, ско-рее всего гидрофильны (рис. 6).20

Такой упрощенный подход подра-зумевает однородный пласт и мигра-цию 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 сложившей-ся смачиваемости.

16. Hirasaki, сноска 12.

17. Okasha TM, Funk JJ and Al-Rashidi HN: “Fifty Years of Wettability Measurements in the Arab-D Carbonate Reservoir,” paper SPE 105114, presented at the 15th SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, Bahrain, March 11–14, 2007.

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.

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 Pore-Level Scenario for the Development of Mixed Wettability in Oil Reservoirs,” American Institute of Chemical Engineers Journal 39, no. 6 (June 1993): 1072–1085.

Нефть

Смачивание водой Смешанное смачивание Смачивание нефтью

Рассол (вода) 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 неко-торых поверхностей, но остается в центре гидрофильных пор (в центре рис.). Насыщение водой и нефтью одинаково во всех трех показанных случаях.

Отно

сите

льна

я пр

ониц

аем

ость

, %

50 0

–

+

0

0 100Водонасыщенность, %

Смачивание водой100

Капи

лляр

ное

давл

ение

Отно

сите

льна

я пр

ониц

аем

ость

, %50 0

–

+

0

0 100Водонасыщенность, %

Смешанное смачивание100

Капи

лляр

ное

давл

ение

Pc Pc

kro

krwkrw

kro

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 проница-

емости для воды krw

(синие кривые) и нефти kro

(зеленые кривые) для коллекторов, харак-теризующихся 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 вытес-нения 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 во-дой 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 давле-ния, указывая на то, что через часть поверхности пор происходит пропитка водой, а через другую часть — нефтью. Значения kro

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.


Помимо истории формирования насыщения, смешанная смачивае-мость также может обуславливаться минеральным составом породы. рН и концентрации примесей различны в стабильных водных пленках на по-верхностях кварца, доломита и каль-цита, а также на поверхностях гли-нистых и других частиц в поровом пространстве. Поэтому разные зерна могут характеризоваться различной предпочтительной смачиваемостью.

Многие специалисты сегодня счита-ют, что большинство нефтяных плас-тов характеризуется скорее смешан-ным смачиванием. Исходные условия смачиваемости водой изменились до некоторой степени из-за миграции нефти. Далее в статье рассматривает-ся влияние характера смачиваемости на многофазные течения на примере двухфазного потока, проходящего последовательно через равномерно смачиваемую водой среду и среду со смешанным смачиванием (рис. 7).

Смачивание водой. Являясь преиму-щественно смачивающей фазой, вода находится в порах меньшего размера, не занятых нефтью. Нефть занимает большие поры. До вызова притока из такого пласта обе фазы являются не-прерывными, хотя насыщение релик-товой водой в самой верхней части пласта может быть таким низким, что относительная водопроницаемость k

rw практически равна нулю. Пос-кольку при каротаже сопротивления измеряются свойства непрерывной проводящей водной фазы, можно ис-пользовать показатель насыщения Арчи, равный примерно 2.

При естественном или искусствен-ном заводнении обе фазы оказыва-ются подвижными. Относительная проницаемость для нефти k ro высо-ка, так как нефть протекает через самые крупные поры, но снижается при уменьшении нефтенасыщеннос-ти. Относительная проницаемость для воды k rw сначала не велика, но затем повышается с увеличением водонасыщенности.

В о д о н а с ы щ е н н о с т ь в о з р а с т а е т главным образом за счет заполне-ния водой более мелких пор из-за сил смачивания. Когда процесс вы-теснения переходит от более мел-ких 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 во-дой и изолированными от остально-го порового пространства, занятого нефтью. Если давление вытеснения меньше давления проникновения в капилляр для теперь уже заполнен-ного водой порового канала, нефть оказывается запертой.

В какой-то момент все непрерыв-ные фильтрационные пути в по-ристой среде оказываются запол-ненными 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. Некото-рые из таких методов направлены на мобилизацию нефти путем сниже-ния поверхностного натяжения на границе раздела фаз или изменения

краевого угла смачивания. В обоих случаях уменьшается давление про-никновения в капилляр. Еще одним способом повышения нефтеизвлече-ния является увеличение градиента давления (силы вязкости) в поре. Отношение между силой вязкости, обусловленной давлением вытесне-ния, и капиллярной силой на повер-хности вытеснения называется чис-лом капиллярности.21 Большое число капиллярности означает снижение остаточной нефтенасыщенности и, значит, повышенное извлечение не-фти; увеличения числа капилляр-ности можно добиться снижением поверхностного натяжения или уве-личением перепада давления.

Смешанное смачивание. В этом случае нефть, вероятно, мигри-ровала в гидрофильный пласт, и начальное распределение водо- и нефтенасыщенности может быть в макроскопическом масштабе похо-же на случай, рассмотренный выше. Однако при смешанном смачивании нефть, занимающая большой объем пор, изменила характер смачивае-мости поверхностей пор, с которы-ми она контактирует.

Как и в предыдущем случае, изна-чально k ro высокая, а k rw — низкая. Но по мере роста водонасыщен-ности вода сначала входит в самые крупные поры, оставаясь в их цен-тре, так как поверхности этих пор гидрофобны. Это приводит к более быстрому снижению k ro, поскольку наиболее проницаемые протоки за-полняются водой. Однако вода не запирает нефть, поскольку послед-няя может выйти из практически полностью заполненных водой пор по смачиваемым нефтью поверхнос-тям. Заполняющая вода может и не контактировать с реликтовой водой, и показатель насыщения n в уравне-нии Арчи может быть больше 2.

В таких условиях смешанного смачивания, когда вода прорывает-ся в добывающую скважину, добы-ча нефти продолжается в течение длительного периода, хотя и при увеличивающейся обводненности. Лабораторные испытания кернов с разной степенью смешанного сма-чивания показали, что максималь-ное нефтеизвлечение достигается на слегка гидрофильных образцах.22

Капи

лляр

ное

давл

ение

Pc = 0

Водонасыщенность 1000

Рис. 8. Гистерезис капиллярного давления. Кривые первичного дренирования (красная линия) и впитывания (черная линия) огра-ничивают область действия капиллярного давления. Если направление изменения на-сыщенности меняется на противоположное при некотором промежуточном значении насыщенности, давление Рс

будет изменять-ся вдоль некоторой промежуточной кривой (зеленая линия). Еще одно изменение направления варьирования насыщенности возвращает значения давления на кри-вую дренирования (желтая линия). Такое поведение может иметь место в середине переходной зоны или в результате образо-вания нефтяного вала при заводнении.

63Лето 2007

В обоих описанных случаях смачи-вания, изменение насыщенности со-провождается гистерезисом относи-тельных 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 не-фтью коллектора весьма маловероя-тен, если только это не нефтемате-ринские породы. Наличие керогена (твердых органических веществ, ко-торые могут выделять нефть при на-гревании) в таких породах и процесс созревания нефти способны привес-ти к появлению гидрофобных повер-хностей.

Измерение смачиваемостиСуществует несколько методов из-мерения преимущественной смачи-ваемости породы пластов. Керновые методы включают измерения впиты-вания и капиллярного давления на центрифуге (рис. 9). Лабораторные испытания на пропитку позволяют сравнить изменения насыщенности в результате противоточной пропит-ки (т.е. при самопроизвольном впи-тывании нефти или воды) с суммар-ным изменением насыщенности при заводнении.

Общепринятым методом испытаний является пропитка по Амотту-Хар-ви.23 Образец породы с неснижаемой водонасыщенностью Swirr, помещен-ный в заполненную водой трубку, са-мопроизвольно впитывает воду в те-чение некоторого времени (не менее 10 суток, а иногда и намного дольше). Затем его устанавливают в проточ-ной ячейке и пропитывают водой под давлением, отмечая дополнительный выход нефти. После этого образец остается при остаточной нефтенасы-щенности Sor, и процесс повторяется уже в заполненной нефтью трубке, а затем — в аппарате для нагнетания нефти. Два отдельно вычисляемых отношения самопроизвольного впи-тывания к общему изменению насы-щенности для воды (Iw) и нефти (Io) называются показателями водо- и нефтепоглощения, соответственно. Показатель Амотта-Харви определен как разность между этими показате-

лями и находится в диапазоне между +1 (сильное смачивание водой) и –1 (сильное смачивание нефтью).

Горное бюро США (USBM) разра-ботало метод измерения, в котором образец керна вращается в центри-фуге со ступенчато увеличивающей-ся скоростью.24 Сначала образец с неснижаемой водонасыщенностью Swirr помещается в заполненной водой трубке. После нескольких периодов вращения с разной частотой образец достигает остаточной нефтенасы-щенности Sor. Затем он устанавлива-ется в трубке, заполненной нефтью, и подвергается следующей серии испытаний. Вычисляются площади между каждой из кривых капилляр-ного давления и линией нулевого капиллярного давления, и логарифм отношения площади, связанной с по-вышением водонасыщенности, к пло-щади, относящейся к повышению не-фтенасыщенности, дает показатель смачиваемости USBM.25 Диапазон

результатов этих измерений прости-рается от + ∞ (сильное смачивание водой) до – ∞ (сильное смачивание нефтью), хотя чаще всего они нахо-дятся в диапазоне между –1 и +1. Измерения методом центрифугиро-

21. Число Бонда является отношением силы тя-жести 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 полу-проницаемой мембраны.

25. Donaldson EC, Thomas RD and Lorenz PB: “Wettability Determination and Its Effect on Recovery Efficiency,” SPE Journal 9 (March 1969): 13–20.

Керн

Керн

Водонасыщенность, доля

S1 S4S2

S3

+

–

Капи

лляр

ное

давл

ение

IW = S2–S1

S4–S1

IUSBM = log IO = S4–S3

S4–S1

IAH = IW–IO

Рис. 9. Измерение смачиваемости керна. В камере, предназначенной для пропитки, за-полненной водой, находится образец при неснижаемой водонасыщенности S

wirr (слева на

рис.). Вытесненная нефть собирается в верхней части градуированной трубки. Анало-гичная 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 водонасыщеннос-ти 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 про-

питка нефтью происходит на участке от S4 до S

3, после чего образец заполняется нефтью

и возвращается в состояние S1, если считать, что из-за этого не произошло изменения

смачиваемости. Показатель впитывания представляет собой отношение величины само-произвольного изменения насыщенности к общему (самопроизвольное плюс вызванное) изменению насыщенности, определяемое отдельно для воды (I

w) и нефти (I

o). Показатель

Амотта-Харви равен Iw – I

o. Показатель USBM равен логарифму отношения площадей под

кривыми положительного и отрицательного капиллярного давления.


вания производятся быстро, но по-лучаемые значения насыщенности должны корректироваться, посколь-ку центрифуга создает нелинейный градиент капиллярного давления в образце.

Методы Амотта-Харви и USBM можно объединить путем использо-вания центрифуги для принудитель-ного заполнения образца жидкостью вместо нагнетания воды и нефти. Показатель Амотта-Харви основан на относительном изменении на-сыщенности, тогда как показатель USBM является мерой энергии, тре-буемой для принудительного вытес-нения, что делает эти две величины связанными, но независимыми по-казателями 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 загрязнить-ся буровым раствором. Во время его подъема на поверхность происходит изменение температуры и давления, что может привести к изменению флю-идного состава с осаждением асфаль-тенов 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 про-изойти и при хранении и последую-щем перемещении керна.

Альтернативой использованию со-храненного керна является восста-новление его начального состояния. Сначала после интенсивной очистки керн становится гидрофильным, а за-тем он насыщается модельным плас-товым рассолом и выдерживается. После этого керн пропитывается не-фтью (как правило, дегазированной) и выдерживается примерно 40 суток при пластовой температуре и давле-нии. Для сохранения керна высоко-структурных глин применяются бо-лее сложные методы. Считается, что в результате получается примерно та-кое же состояние смачиваемости, как и в пласте. Однако на конечную сма-чиваемость 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 очи-щенный кристалл кварца или каль-цита (или образец слюды со свежим сколом), который выдерживается в модельном пластовом растворе. На поверхность наносится капля сырой нефти, которая далее также выдер-живается. Для создания перемещаю-щихся линий контакта используется несколько методов. На этих линиях измеряются краевые углы натекания и оттекания воды. Данное испыта-ние основано на предположении, что нефть изменит модельную поверх-ность, и та станет близкой по свойс-твам к реальной поверхности в плас-те (при данных температуре и рН рассола и его минерализации).

Смачиваемость часто можно опреде-лить и по другим измерениям. Мате-риалы, сильно смачиваемые водой или нефтью, описываются определенными характеристическими кривыми отно-сительных фазовых проницаемостей, однако состояния промежуточного и смешанного смачивания не определя-ются простой экстраполяцией между крайними случаями смачиваемости.

Ни один метод измерения смачи-ваемости не дает абсолютно точно-го результата, поэтому в настоящее время продолжаются исследования в этой области (см. раздел «Новости из лаборатории»).

Добыча из переходных зонПрогнозирование притока нефти и воды в переходной зоне может быть затруднено из-за изменения смачи-ваемости пласта в результате мигра-ции сырой нефти. В невозмущенном состоянии в однородном пласте на-блюдалось бы плавное увеличение обводненности от верхней части пе-реходной зоны, где находится без-водная нефть, к более глубокой ее части над уровнем свободной воды, где нефти уже нет.

К сожалению, если скважина бу-рится не на депрессии, происходит нарушение распределения флюидов в призабойной зоне. Проникнове-ние фильтрата бурового раствора в пласт может вызвать изменение насыщения этой зоны и исказить показания каротажа с малой глуби-ной исследования. Это также может привести к увеличению давления (supercharging) в призабойной части пласта из-за медленного выравнива-ния давления после проникновения фильтрата.26

Измерение градиентов давления помогает в оценке запасов и про-дуктивности. Градиент давления в нефтяной зоне зависит от плотности нефти, а в водяной зоне — от плот-ности воды. Однако проникновение фильтрата может стать причиной аномальных результатов измерений давления и, при неправильной ин-терпретации, — отказа от разработ-ки перспективного объекта. Особую проблему для интерпретации пред-ставляют градиенты, указывающие на наличие воды на уровне много выше уровня свободной воды, су-щественные сдвиги потенциалов давления между верхней и нижней частями переходной зоны, посколь-ку при этом можно получить отри-цательные градиенты давления, а также градиенты, указывающие на нефть, плотность которой отличает-ся от ожидаемой.

Значительные аномальные гради-енты давления часто отмечаются в переходных зонах однородных из-вестняковых коллекторов на мес-торождениях Ближнего Востока. В некоторых из этих коллекторов мож-но добывать нефть даже из тех зон, которые определены как водонос-ные по градиенту давления и удель-

Краевойуголоттеканияводы, r

Выдержанный участок

Краевойуголнатеканияводы, a

Рис. 10. Измерение краевых углов смачива-ния. Кристаллы, представляющие повер-хности пор, выдерживаются в модельном пластовом рассоле. После захвата капли нефти между кристаллами система вы-держивается еще. Затем нижний кристалл смещается, и нефть надвигается на смачи-ваемую водой поверхность (слева внизу на рис.), образуя краевой угол оттекания воды θr. Вода перемещается на поверхность, выдержанную в контакте с нефтью (справа внизу на рис.), образуя краевой угол нате-кания воды θa.

65Лето 2007

ному сопротивлению. Компания Schlumberger провела исследования таких явлений с помощью програм-мы конечно-разностного численного гидродинамического моделирова-ния ECLIPSE 100. Инженеры смо-делировали процесс проникновения бурового раствора и влияние гисте-резиса кривых относительных фазо-вых проницаемостей и капиллярного давления на результирующее давле-ние в призабойной зоне и обводнен-ность продукции.27

Характер смачивания, зависящий от исходной нефтенасыщенности, изменяется с высотой в переходной зоне, причем максимальная пло-щадь 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 ка-пилляры (порогового давления про-питки) с глубиной. В этом случае, когда насыщенность фильтратом бурового раствора на водной осно-ве составляет более 30%, пороговое давление становится значительным: в условиях данной модели — около 6 фунт/дюйм2 (40 кПа), что близ-ко к его значению в нефтяной зоне. Гистерезис капиллярного давления при дренировании и впитывании также зависит от начального распре-деления насыщенности на каждой высоте. В этой модели гистерезис проиллюстрирован набором после-довательных кривых капиллярного давления (рис. 11).

Данная модель предназначена для изучения трех особенностей изме-рения давления в рассматриваемых пластах известняков (рис. 12). Во-первых, градиент давления характе-ризуется перегибом большой кри-визны, что не является результатом возникновения избыточного диффе-ренциального давления (differential supercharging). Во-вторых, большое количество нефти можно добыть из области ниже перегиба, из зоны вод-ного градиента. И, наконец, непос-редственно над перегибом градиент уменьшается.

В результате изучения установлено следующее. Комбинация всех этих особенностей лучше всего объясня-ется наличием смешанно-смачивае-

мого коллектора с характеристика-ми насыщенности и смачиваемости, описанными выше. Модель, основан-ная на смачиваемости водой, не дала аномалий. Аномалии при моделиро-вании были получены для бурового раствора на водной, а не на углево-дородной основе.

Приток нефти из зоны ниже пе-региба обуславливается также ис-ходным профилем насыщенности согласно данной модели (рис. 13). Использование последовательных кривых позволяет спрогнозировать пониженную остаточную нефтена-сыщенность при повышенной на-чальной водонасыщенности. Таким образом, в нижней части переходной зоны может иметь место низкая на-чальная нефтенасыщенность, однако часть нефти там остается подвижной благодаря специфике формирования насыщенности.

Когда оператор сталкивается с та-кими явными противоречиями, ему необходимо установить, где в пере-ходной зоне находится водонефтя-ной контакт, сколько подвижной воды и нефти содержится в этой зоне и каков характер перетока этих флю-идов. Здесь в определенной степени могут помочь данные каротажа и оп-робования пласта, а также сравнение

измеренных параметров с резуль-татами моделирования для модели отдельной скважины. Диаграммы каротажа сопротивлений помогают в выделении вероятных переход-ных зон и контактов, а диаграммы плотностного и нейтронного каро-тажа — в определении пористости. Два последних каротажа показыва-ют одинаковые положения проница-емых интервалов, что затем исполь-зуется для выбора зон-кандидатов на последующее опробование прибо-рами на кабеле. С помощью пласто-испытателей, спускаемых на кабеле, можно узнать давления фильтрата в необсаженном стволе, проницае-мости 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.

Капи

лляр

ное

давл

ение

, фун

т/дю

йм2


0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0–10

0

10

20

30

40

50

Рис. 11. Последовательные кривые капиллярного давления для карбонатной породы с про-межуточным 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.


измерений с помощью пластоиспы-тателя может применяться ядерно-магнитный каротаж.29

Определение водоносных зон в смешанно-смачиваемых карбонатных пластахКомпания Petroleum Development Oman (PDO) является оператором сухопутного месторождения, добыча на котором ведется из пласта Шуай-ба, сложенного меловыми известня-ками пористостью около 30%. Мес-торождение разрабатывается уже более 35 лет. В результате каротажа недавно пробуренных уплотняю-щих горизонтальных скважин были установлены аномалии, требующие объяснения. Некоторые скважины давали одну воду, даже если нефте-насыщенность по данным каротажа сопротивлений превышала 50%, что всегда считалось граничным значе-нием для водоносных зон. PDO пос-читала, что некоторые интервалы могли быть промыты водой, но это не отражалось на каротажных диаграм-мах из-за гистерезиса электрических свойств, связанного со смешанным характером смачивания.30

Удельное сопротивление в пласте со смешанной смачиваемостью, оп-ределенное 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 не-фти в гидрофильный пласт. Показа-тель насыщения n в уравнении Арчи, используемый для перехода от удель-ного сопротивления к насыщенности, обычно приблизительно равен 2, но в данном случае он равен 1,8.

Однако лабораторные исследова-ния показали, что данный пласт ха-рактеризуется смешанной смачивае-мостью, а показатель насыщения при повышении водонасыщенности су-щественно отличается от такого по-казателя при уменьшении водонасы-щенности (рис. 14). Показатель n при увеличении водонасыщенности свы-ше 50% граничного значения равен 4, что обуславливает существенное от-личие соотношения между удельным сопротивлением и насыщением.

Пластовое давление, фунт/дюйм2

Фактическаявертикальная

глубина, м

Подвижность по испытаниюна приток, мД/сПX 600 100X 500 1

Удельное сопротивление,

Ом•м 100,1

Градиент в нефтяной зоне

X X40

X X50

X X60

X X70

Снижение градиентаПерегиб

Градиент в водянойзоне

Рис. 12. Аномалии в переходной зоне ближневосточных карбонатных коллекторов. Про-фили измеренных давлений (слева на рис.) во многих переходных зонах в карбонатных пластах на Ближнем Востоке обычно имеют три необычных особенности: перегиб боль-шой кривизны, уменьшение градиента непосредственно над перегибом и возможность добычи больших объемов нефти в зоне ниже перегиба. В таком случае измеренные дав-ления 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.).

Глуб

ина,

фут

ы

Давление, фунт/дюйм2

Нефтянойградиент

4 560 4 580 4 600 4 620 4 640 4 660 4 680 4 700

9 292

9 212

9 132

9 052

8 972

8 892

Пластовое давлениеДавление фильтрата (2 суток встатическом состоянии), без гистерезисаДавление фильтрата (2 суток встатическом состоянии), с гистерезисом

Водянойградиент

Рис. 13. Сопоставление аномалий давления. Программа модели-рования 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 гра-диентами в нефтяной и водяной зоне (черная кривая). При вклю-чении 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).

67Лето 2007

Основываясь на всем этом, ком-пания PDO хотела найти подходя-щий метод, чтобы отличить завод-ненные зоны от зон, находившихся в исходном состоянии при высокой нефтенасыщенности. Эта цель была достигнута путем комбинирования двух каротажных методов опреде-ления насыщенности: измерения удельного сопротивления и изме-рения сечения захвата импульсных нейтронов (импульсный нейтрон-ный гамма-каротаж – ИНГК).

Измерения удельного сопро-тивления проводились в составе стандартного комплекса каротажа в процессе бурения, а система им-пульсного нейтронного каротажа входила в состав прибора для оп-ределения насыщенности пласта Reservoir Saturation Tool (RSTPro), который спускался на забой под дав-лением внутри бурильной колонны. Эти два прибора давали независи-мые данные о водонасыщенности. RSTPro также мог использоваться для измерения водопритока в коль-цевом пространстве, находясь в неподвижном состоянии; во время второго рейса прибора проводились

измерения скорости потока воды (Water Flow Log – WFL) для опре-деления притока флюидов в ствол скважины в нескольких точках.

Такой подход оказался возмож-ным благодаря тому, что скважины на данном месторождении бурят-ся на депрессии. При этом давле-ние бурового раствора в скважине поддерживается ниже пластового давления. При таком бурении ис-ключается возможность промывки призабойной зоны буровым рас-твором, что является несомненным преимуществом для измерений на-сыщенности. Поступающая в сква-жину пластовая жидкость смеши-вается с буровым раствором (в рассматриваемом случае — сырая нефть с соседнего месторождения). Единственным источником поступ-ления воды в кольцевое пространс-тво скважины являлся пласт.

В таких благоприятных услови-ях — в высокоминерализованной пластовой воде при высокой по-ристости — точность определения нефтенасыщенности по сечению захвата импульсных нейтронов и удельному сопротивлению состав-

ляет примерно 5–7% порового про-странства. За признак аномальной насыщенности было принято 10%-ное расхождение на диаграммах этих двух методов.

Компания PDO провела каротаж в 11 скважинах, пробуренных на де-прессии. Некоторые из них давали исключительно нефть, и расхож-дение между кривыми удельного сопротивления и сечения захвата импульсных нейтронов не превы-шало 10%. Были рассмотрены две скважины, не дававшие воду: сред-нее расхождение между данными двух методов составило 0,1 и 0,2 единиц насыщенности (одна еди-

29. 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 Water-Producing 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.

Безр

азм

ерны

й по

каза

тель

уде

льно

го с

опро

тивл

ения


n = 1,8 n = 4

0,1 11

10

100

Образец № 1 дренирование



Образец № 1 пропитка






Пропитка

Рис. 14. Расчет показателя Арчи по показателю удельного сопротивления для карбо-натного 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).


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 использо-вались непосредственно для приня-тия решений по заканчиванию неко-торых скважин, например, скважины «Е» (рис. 15). Отметка забоя этой приконтурной скважины находилась всего в 350 м (1 150 футов) от на-гнетательной скважины для закачки воды. Когда скважина «Е» вскрыла пласт, она начала давать безводную нефть с низким дебитом. При про-должении бурения появилась вода, и обводненность быстро увеличива-лась с дальнейшей проходкой. Было вскрыто еще две зоны водопритока и ни одной зоны, дающей нефть.

При отсутствии дополнительной информации, полученной с помо-щью этого нового метода, скважина могла бы быть закончена в несколь-ких водоносных зонах и стала бы высокодебитной обводненной сква-жиной. Но вместо этого PDO лик-видировала участок скважины ниже

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, обеспе-чив возможность ликвидации водо-притока позже. Эксплуатационные испытания скважины после закан-чивания дали общий дебит нефти 225 м3/сутки (1 415 барр./сутки) с обводненностью 50%.31

PDO считает данный метод, ком-бинирующий бурение на депрессии и каротаж сопротивлений, ИНГК и WFL, высоконадежным подходом к выявлению интервалов водопритока в этом пласте со смешанной смачи-ваемостью. Сутью проблемы являл-ся гистерезис удельного сопротивле-ния, зависящий от самой последней вытесняющей фазы. Ключом к ее ре-шению было объединение каротажа удельного сопротивления и ИНГК в условиях бурения на депрессии, при которых отсутствует проникнове-ние фильтрата бурового раствора в пласт и обеспечиваются измерения в не подверженном изменениям плас-те как для малой, так и для большой глубин исследования.

Течение через трещиныМеловые породы в Северном море могут характеризоваться смачива-емостью от сильной смачиваемости водой до промежуточной смачивае-мости.32 Так как большинство этих отложений трещиноваты, а место-рождения подвергаются заводне-нию, исследователи в Бергенском университете, Норвегия, изучили влияние смачиваемости на тече-ние через трещиноватые меловыепороды.33

Образец мела, отобранный на мес-те его выхода на поверхность (око-ло 20 см длиной, 10 см высотой и 5 см толщиной – 7,9 дюймов на 4 дюйма на 2 дюйма), был испытан в первоначальном состоянии. Ре-зультаты сравнивались с результа-тами испытания такого же образца, но выдержанного в сырой нефти. Испытания на впитывание воды ци-линдрическими образцами такого же материала, обработанными таким же образом, что и брусковые образцы, дали значения Iw, равные 1 и 0,7 со-ответственно, что указывает на силь-ную и умеренную гидрофильность. Определение водонасыщенности в

Глуб

ина,

м

1 70

0

1 80

0

1 90

0

2 00

0

2 10

0

2 20

0

Гам

маM

каро

таж

gAPI

050

Пори

стос

ть п

опл

отно

стно

мука

рота

жу0

0,4

Неф

тена

сыщ

енно

сть

по у

дель

ном

у со

проM

тивл

ению

, дол

яПс

евдо

прит

ок100% нефти, низкий дебит

Быстро увеличивающаясяобводненность, высокий дебит 100% воды 100% воды

01

Пори

стос

ть

по И

НГК

00,

4

Неф

тена

сыщ

енно

сть

по И

НГК,

дол

я0

1

1 470

1 450

040

Фак

т. ве

рт. гл

убин

а

м

Скор

ость

пото

каво

ды,

м/м

ин

Рис. 15. Сравнение диаграмм ИНГК и каротажа удельного сопротивления для насыщенности. Горизонтальная скважина «Е» была пробурена на депрессии в пласте Шуайба. Рассчи-тывались насыщенности по удельному сопротивлению (черная диаграмма) и по сечению захвата импульсных нейтронов (зеле-ная диаграмма) (профиль 3). Области на диаграмме удельного сопротивления с превышением 50% типичного граничного уровня, где ожидается приток нефти, закрашены красным. Без

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 боль-шим расхождением между двумя измерениями насыщенности, указывая на то, что такие расхождения являются хорошими признаками аномальной насыщенности.

69Лето 2007

ходе этих испытаний осуществлялось методом двумерной радионуклид-ной визуализации с использованием изотопного индикатора натрий-22 (22Na) в водной фазе. Кроме того, после испытаний на дренирование из брусковых образцов вырезались цилиндрические образцы для про-ведения испытаний на впитывание с целью подтвердить установленный характер смачиваемости.

Каждый из двух брусковых образ-цов был распилен на три части. Распи-лы 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 начина-лись на материале с неснижаемой во-донасыщенностью Swirr.

Фронт заводнения в сильно гид-рофильных блоках прошел через трещины только после того, как они заполнились водой до насыщенности 1 – Sor, независимо от того, как плот-но контактировали блоки. Но этот фронт в умеренно гидрофильных блоках, наоборот, проходил через за-

31. Gauthier et al, сноска 30.

32. Andersen, сноска 17.

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.

Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17

Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17

Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17

Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17

Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17

Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17Длина, см

Высота, см

108

64

2

12

15

913

17от 0,9 до 1,0от 0.8 до 0.9от 0.7 до 0.8от 0.6 до 0.7от 0.5 до 0.6от 0.4 до 0.5от 0.3 до 0.4от 0.2 до 0.3< 0.2

SW

Высо

та б

лока

, см

Длина блока, см

Вход

A

В

Б

10

9

8

7

65

4

3

2

1

00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Измерительная сетка

Закрытые трещины

Открытаятрещина, 2 мм

Выход

УГСГ

1

2

3

4

5

6

Рис. 16. Заводнение образца трещиноватого мела. Брусковый образец мела, отобранный из обнажения породы на поверхнос-ти, был разделен на три части и заново собран (внизу на рис.). Часть А плотно прилегала к частям Б и В. Стыки при этом ими-тировали 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 гидрофиль-ного (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 – Sor

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 че-рез 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.


крытые трещины почти так же легко, как и через прилегающий ненарушен-ный материал, распространяя, таким образом, градиент давления, обуслов-ленный вязкостью, в окружающую матрицу блока. Однако открытая трещина являлась барьером в боль-шей степени, чем закрытые трещины в умеренно гидрофильной системе.

В ходе второй серии испытаний бергенские ученые исследовали пре-одоление трещин.34 Цилиндрические керны мела из того же обнажения породы были обрезаны до диаметра 3,8 см (1,5 дюйма). Эти образцы не-прерывно пропитывались сырой не-фтью в течение продолжительного времени для изменения смачиваемос-ти.35 Для каждых условий смачивания два цилиндрических образца керна состыковывались в торец с зазором 2 мм (0,4 дюйма). Этот зазор имити-ровал открытую трещину (рис. 17). Распределение флюидонасыщения в “трещине” на конце первого по потоку образца визуализировалось методом магнитно-резонансной томографии. Профиль насыщения по длине кер-на был получен при дополнительном сканировании.

Керны при Swirr были пропитаны водой. Чем менее гидрофилен мате-риал, тем быстрее вода появлялась в открытой трещине. В случае умерен-ной гидрофильности на поверхности двухмиллиметровой открытой тре-щины образовывались капли воды, которые перекрывали ее. При до-бавлении воды эти перекрывающие капли увеличивались и в конечном счете заполняли трещину. Однако в сильно гидрофильном материале, наоборот, быстро достигалась высо-кая 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 уве-личении ширины трещины до 3,5 мм (0,14 дюйма) ее перекрывание пре-дотвращается почти полностью даже при умеренной гидрофильности, и трещина заполняется водой главным образом снизу вверх.

Эти результаты показали, что сма-чивающая фаза образует перекры-вающие трещину «мостики» за счет комбинации действия сил вязкости,

Водо

насы

щен

ност

ь, %

ПО

Длина, см, cm0 0,4 0,8 1,2 1,6 2,0 2,4 2,8 3,2 3,6 4,0 4,4 4,8 5,2 5,6 6,0

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Водо

насы

щен

ност

ь, %

ПО

Длина, см, cm

Заполнение0,20 ПО


Заполнение0 ПО

Заполнение 0,34 ПО

Заполнение 0,25 ПО


0 0,3 0,6 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 2,4 2,7 3,0 3,3 3,6 3,9 4,20

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Заполнение0 ПО





Заполнение 0 ПОЗаполнение 0,23 ПОЗаполнение 0,28 ПО

Заполнение 0,41 ПОЗаполнение 0,63 ПО

Заполнение 0 ПОЗаполнение 0,15 ПОЗаполнение 0,20 ПО

Заполнение 0,23 ПОЗаполнение 0,25 ПОЗаполнение 0,34 ПО

0 10 20 30 40 50 60

0 10 20 30Увеличение водонасыщенности

40 50 60

СГ

СГ

УГ

УГ

Увеличение водонасыщенности

Рис. 17. Перекрывание открытой трещины. Между двумя образцами керна в камере заводне-ния имелся зазор 2 мм. Один образец — умеренно гидрофильный (УГ, верхняя последователь-ность), 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-маг-нитной томографии. Прорыв воды на керне УГ произошел раньше — на его торце сформиро-вались 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 насы-щенность в первом по потоку керне не сравнялась с S

or. Капли на торце керна не перекрывали

зазор до тех пор, пока он не заполнился снизу (схема на врезке).

71Лето 2007

контролирующих рост перекрываю-щих капель воды, и сил поверхност-ного натяжения на границе раздела водной и нефтяной фаз, от которых зависит краевой угол капли. Таким об-разом, открытые трещины в меловом коллекторе влияют на эффективность заводнения по-разному, в зависимос-ти от смачиваемости матрицы мела.

Новости из лабораторииЛабораторные методы, более совер-шенные по сравнению с простым испы-танием на пропитку по Амотту-Харви, способны расширить наше понимание смачиваемости. Изучение поверхнос-тей методом атомно-силовой микро-скопии и исследование трещиноватых образцов мела с помощью двумерной радионуклидной визуализации — это всего лишь два примера современных лабораторных методов. Сегодня ис-пользуется множество других методов, и улучшенные варианты этих и других новых подходов к изучению смачива-емости в настоящее время проходят проверку в лабораториях.

Например, хотя показатель насыще-ния Арчи принимает различные зна-чения для гидрофильных и гидрофоб-ных 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 насы-щением. Например, в одной из таких моделей используется всего два пара-метра.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 по-верхностей. Когда этот коэффициент равен нулю, модель сводится к урав-нению Арчи. Эта новая модель согла-суется с соотношением, наблюдаемым при измерениях характеристик кер-нов гидрофобных известняков.37

В уравнении Арчи используется удельное сопротивление, которое из-меряется при постоянном токе (нуле-вой частоте). При высоких частотах материалы характеризуются сложным диэлектрическим откликом, включа-ющим как удельную проводимость (величину, обратную удельному со-

противлению), так и диэлектрическую проницаемость. Измерения пластовой диэлектрической проницаемости чувс-твительны к содержанию воды в плас-те, так как диэлектрическая проница-емость воды в пластовых условиях не менее чем на порядок величины превы-шает 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, кото-рое применяется для интерпретации измеренных удельных сопротивлений.

Интерпретация измерений диэ-лектрических параметров требует установления связи между диэлек-

трическими свойствами пород и их компонентов. Для прогнозирования величины диэлектрической постоян-ной породы по ее объемному составу предложено несколько моделей эф-фективной среды, основанных на пра-вилах смешения. Экспериментальные данные по карбонатным породам, на-сыщенным нефтью и рассолом, пока-зали, что наилучшим среди правил смешения при частоте 1 ГГц является правило смешения для комплексного показателя преломления.38

Однако, помимо минералогическо-го состава и содержания воды, на ди-электрическую проницаемость влия-ют и другие факторы, что особенно заметно на более низких частотах (рис. 18). Хотя закон комплексно-

34. 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.

Отн

осит

ельн

ая д

иэле

ктри

ческ

аяпр

ониц

аем

ость

Частота, Гц108 109

50

10

15

20

25

30

35

40

45

Карбонатная порода 1Карбонатная порода 2КПП

Рис. 18. Дисперсия диэлектрической проницаемости в двух карбо-натных породах. Два образца, насыщенных рассолом и имеющих одинаковый минералогический состав и пористость, характеризу-ются 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 карбонат-ной породы 1 на меньших частотах.

Aspenes 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.


го показателя преломления пред-полагает 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 но-вой модели, учитывающей текстуру породы.39 Сначала для нее задается среднее (фоновое) поведение, опи-сываемое моделью комплексного показателя преломления, а затем в нее вводятся эллиптические зерна и поры для отражения влияния текс-туры на дисперсию диэлектрических свойств (рис. 19).

Поры, зерна и включения нефти могут быть представлены просто как сжатые сфероиды – эллипсои-ды с двумя равными большими ося-ми. Преимущество использования эллипсоидных форм заключается в том, что модель можно рассчитать

аналитически. Для каждой фазы добавляется один дополнительный геометрический параметр — коэф-фициент сжатия, равный отноше-нию длин большой и малой осей сжатого сфероида. Породы с более тонкой изолирующей областью, т.е. сложенные более плоскими зерна-ми с увеличенным коэффициентом сжатия, характеризуются большей степенью дисперсии диэлектричес-кой проницаемости и удельной про-водимости (рис. 20).

Смачиваемость влияет на диэлект-рический отклик породы.40 От нее су-щественно зависит пространственное распределение проводящей и непро-водящей фаз (рассола и нефти соот-ветственно) в поровом пространстве и, следовательно, диэлектрические свойства породы. Углеводородная фаза в сильно гидрофильной породе находится главным образом в цент-ре пор и окружена проводящим рас-

солом. Распределение фаз в сильно гидрофобном образце – обратное, т.е. углеводородная фаза прилега-ет к стенкам пор. Такое – обрат-ное – распределение проводящей и непроводящей фаз характеризуется несколькими эффектами. Проводя-щий рассол в гидрофобных породах не образует непрерывной связанной сети, поскольку он становится все более изолированным с увеличени-ем смачиваемости нефтью. Это ведет к сильному снижению удельной про-водимости породы.

Еще одним лабораторным мето-дом, перспективным при определе-нии смачиваемости и геометрии пор, является метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР).41 Сигнал ЯМР — это мера степени релаксации маг-нитных моментов после наведения начальной поляризации.42 Флюиды, непосредственно контактирующие с поверхностью породы, характеризу-ются лучшей релаксацией благодаря присутствию на этой поверхности парамагнитных ионов или магнит-ных примесей.43 Предпочтительная смачиваемость поверхности опреде-ляет, 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 релак-сации (распределение Т2) зависит в основном от поверхностной релак-сации. Но при наличии двух фаз сигнал ЯМР может существенно из-меняться в зависимости от смачива-емости породы. После дренирования с использованием лабораторной не-фти порода остается гидрофильной с остаточным слоем воды на своей по-верхности. Нефтяной пик в распре-делении Т2 находится рядом с пиком объемной релаксации (рис. 21). При дренировании с использованием бу-рового раствора на углеводородной основе, наоборот, получаются более короткие времена Т2, чем для объем-ной релаксации с таким раствором. Значит, буровой раствор на углево-дородной основе, полученный пу-тем добавления различных веществ (в том числе асфальтенов) в ту же лабораторную нефть, контактирует с поверхностью породы и, следова-тельно, смачивает керн.

Смачивание водой

Смачивание нефтью

Нефть Рассол (вода) Зерна горной породы Фон модели КПП

Рис. 19. Текстурная модель. Гидрофильные поры, заполненные не-фтью и водой (слева вверху на рис.), представлены в виде случайно распределенных сжатых сфероидов в фоновой среде модели комплек-сного показателя преломления КПП (справа вверху на рис.). Нефть в гидрофобных породах контактирует с зернами и окружает проводя-щий 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.).

73Лето 2007

Характер смачивания может зависеть от размера пор. Микропоры часто оста-ются гидрофильными. Поэтому опреде-ление микропористой фракции может иметь большое значение для анализа пластов, имеющих сложный характер смачивания. Самым распространенным промысловым средством оценки флюи-дов в микропорах являются диаграммы Т2. Однако использование этого подхо-да может оказаться безуспешным из-за изменчивости поверхностной релакса-ции или геометрии пор.

Альтернативным методом является ЯМР с ограниченной диффузией. Он не подвержен влиянию поверхност-ной релаксации, но чувствителен к размерам, сообщаемости и извилис-тости пор. Объемный коэффициент диффузии D0 — это константа, явля-ющаяся мерой скорости диффузии сосредоточенной группы молекул. Но в ограниченном пространстве, напри-мер, в порах, коэффициент диффузии D может быть меньше объемного зна-чения, потому что перемещение моле-кул ограничено стенками поры.

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.

Отно

сите

льна

я ди

элек

трич

еска

я пр

ониц

аем

ость


30

10

15

20

25 Более плоские зерна

Увеличеннаягидрофобность

110

100

1 0ПС

КС з

ерна

–0.9

Рис. 20. Дисперсия в текстурной модели. Здесь показаны две серии наблюдений: одна с переменным коэффициентом сжатия (КС), а другая — с пере-менным 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.) увеличивает-ся. Это определяет ключевую связь между дисперсионными свойствами и текстурой породы. Во второй серии наблюдений сферичность зерен сохраня-ется (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.

Удел

ьная

про

води

мос

ть, С

м/м


0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

Более плоские зернаУвеличеннаягидрофобность

Расп

реде

лени

е, е

дини

цы п

орис

тост

и

Распределения Т2, с10M4 10M3 10M2 10M1 100 101

0

2

4

6

8

10

12

16

18

20

14

22

Рассол (Н2О)

Рассол (D2O)

Лабораторная нефть

РУО

Свободный рассол (Н2О)

Свободная лабораторная нефть

Свободный РУО

Рис. 21. Распределение времен релаксации Т2. Кривая распределения Т

2

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 дейте-рированной воды (D

2O), 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) совпа-дает 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 последователь-ность эхо-сигналов Карра-Перселла-Мейбума-Гилла (CPMG): Meiboom S and Gill D: “Modified

39. Seleznev N, Habashy T, Boyd A and Hizem M: “Formation Properties Derived from a Multi-Frequency 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,


Коэффициент диффузии опре-деляется путем анализа затухания эхо-сигнала ЯМР в неоднород-ном магнитном поле.44 На примере для карбонатной породы показано нормализованное распределение D/ D0 на ранних временах диффу-зии (рис. 22).45 Это распределе-ние характеризуется одним пиком в области малых коэффициентов диффузии, что соответствует моле-кулам в ограниченном микропорис-том пространстве, и вторым пиком в области увеличенных коэффици-ентов диффузии с приближением к D0, что соответствует молекулам в менее ограниченных объемах (т.е. , в более крупных порах). Исполь-зование эмпирического граничного значения для распределения поз-воляет отделить область микропо-ристости — это процентная доля пор при значениях D/D0 менее гра-ничного значения, что хорошо со-гласуется с данными ртутной поро-метрии и величиной неснижаемой водонасыщенности после центри-фугирования.

Некоторые из этих новых методов обеспечивают получение входных данных для сеточных капиллярных моделей пористой среды, позволя-ющих, 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.

45. Hürlimann MD and Venkataramanan L: “Quantitative Measurement of Two-Dimensional 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.

Норм

иров

анна

я ам

плит

уда

D/D0

Микропористость

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,00

0,5

1,0

1,5

Рис. 22. Определение микропористости. Средний нормализованный коэффициент диффузии D/D

0 указывает на наличие двух наборов

диффундирующих молекул (синяя кривая). Измеренный коэффи-циент 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 D0

. Более острый пик при меньших D представляет молекулы в микро-порах. Отношение площади под кривой слева от фиксированной граничной линии (черная линия) к площади под всей кривой равно микропористости (44% порового пространства в данном примере).

Нефть

Нефть

Вода

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 мо-дели: 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 контактиро-вать 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.).

75Лето 2007

лические и транспортные свойства пористой среды.46 Моделирование порового пространства с сетью уз-лов и связей позволяет эффективно рассчитать гидравлические свойс-тва и дает детальное представление о процессах, важных для повыше-ния нефтеотдачи, таких, как сме-шивающееся и несмешивающееся вытеснение.

Капиллярная сеточная модель по-ристой среды представляет собой идеализированное поровое про-странство и обычно включает опи-сание среды и физических явлений в масштабе пор. С помощью таких моделей можно имитировать слож-ные многофазные потоки и про-цессы переноса в пористой среде.47 Компьютеры быстрее работают с капиллярными сеточными моделя-ми, чем с более точными моделями, используемыми в других подходах.

Хотя модели сети пор традици-онно используются в качествен-ных исследованиях, у них имеется потенциал стать прогнозными мо-делями при условии, что правиль-но заданы параметры структуры пор. За последнее время сделано несколько шагов вперед в облас-ти прогнозного моделирования с помощью этих моделей, когда гео-логически реалистичные системы строятся путем анализа трехмер-ных изображений, полученных, например, методами трехмерной реконструкции по микрорентгено-томограммам (рис. 23). 48

Однако разрешение микрорент-генотомограмм в настоящее время ограничено несколькими микрона-ми, поэтому правильное описание микропористости с помощью ка-пиллярных сеточных моделей явля-ется проблематичным. Расширить применимость таких моделей для описания микропористых пород

можно путем использования не-скольких 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 нефте-извлечение. Петрофизические па-раметры, такие, как капиллярное давление, относительная фазовая проницаемость и удельное сопро-тивление, рассчитываются при раз-личных условиях смачивания. Эти условия определяются по краевым углам, которые задаются случай-ным образом на основе выбранных распределений. В результате по-лучаются распределения флюидов и формы поверхностей раздела в сеточной модели для нескольких

реализаций. Квазистатическое мо-делирование дренирования и впи-тывания можно использовать для исследования результатов влияния условий смачивания (рис. 24).

Такие лабораторные методы указы-вают путь к будущему использованию показателей смачиваемости для более эффективной добычи нефти. Место-рождения во всем мире все больше истощаются, и компании-операторы хотят извлечь столько углеводородов, сколько позволят экономические ус-ловия, прежде чем оставить эти мес-торождения. Для достижения данной цели потребуется оптимизация всех систем, а для этого необходимо пос-тоянное совершенствование методов использования и фундаментального параметра, на котором основано из-влечение нефти, — смачиваемостигорных пород. — МАА

Пока

зате

ль с

мач

ивае

мос

ти

Краевой угол, градусы0 20 40 60 80 100 160120 140

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0

–0,5

–1,0

АмоттMХарви

USBM

Рис. 24. Результаты микромоделирования пористости после сдвига смачиваемости. Краевые углы в микромодели были изна-чально распределены в диапазоне между 50º и 60º. При моде-лировании 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.

Основы смачиваемости -...

Documents