Гидрофобность - порода
Cтраница 1
 |
Зависимость остаточного нефте-насыщения от степени гидрофилизации. [1] |
Гидрофобность породы оказывает влияние и на остаточное ( по сути дела начальное) водонасыщение породы. С ростом гидрофобности это начальное водонасыщение растет. [2]
Способы обнаружения гидрофобности пород и оценки степени гидрофобности в условиях естественного залегания находятся в стадии разработки. Одним из признаков гидрофобности коллектора может быть значительное различие коэффициентов пористости и водонасыщенности, полученных различными способами. В этом случае стараются подобрать такое значение п, которое обеспечило бы наилучшее совпадение значений т или SB, определенных различными способами. [3]
В зависимости от степени гидрофильности или гидрофобности породы состав и свойства остаточной нефти значительно отличаются. При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется поршневой режим вытеснения, когда до 90 % нефти добывается в безводный период. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью. [4]
 |
Зависимость нефтеотдачи с. [5] |
Зыбза в пластовых условиях также очень низкая, что обусловлено гидрофобностью пород и низкой отмывающей способностью холодной воды в этих условиях. Кроме того, пузырьки защемленного в порах газа, образовавшиеся при разработке пласта на режиме растворенного газа, также существенно препятствуют проникновению воды в низкопроницаемые пористые блоки. Все эти факторы приводят к тому, что роль процессов капиллярного вытеснения вязкой газированной нефти из низкопроницаемых пористых блоков при холодном заводнении в механизме за-воденения весьма незначительна. [6]
Очевидно, адсорбция породой различного количества асфальтенов приводит не только к различной степени гидрофобности породы, но и к различным свойствам граничного слоя нефти. [7]
Изучение капиллярно-защемленного ОНИ на микромоделях, в частности изучение на этих моделях влияния степени смачиваемости породы на остаточное нефтенасыщение, показало: а) капиллярно-защемленное нефтенасыщение тем выше, чем меньше в породе несмачиваемых капилляров; б) пленочное нефтенасыщение тем выше, чем больше в породе несмачиваемых капилляров; в) общее остаточное нефтенасыщение, рассчитываемое как сумма капиллярно-защемленного и пленочного, с ростом гидрофобности породы сначала несколько снижается, потом несколько возрастает. [8]
Увеличение притока воды в некоторых скважинах можно объяснить выносом пены из водонасыщенной части пласта, сопровождающимся обычно очисткой этой зоны пласта и повышением ее продуктивности. Выносу пены способствуют малая степень гидрофобности пород, большие размеры пор, трещины в пласте, малая глубина проникновения пены, высокие перепады давления в призабойной зоне в процессе эксплуатации скважины. Степень влияния этих факторов в каждой конкретной скважине требует специального изучения. [9]
Ограничения применения метода: малая степень гидрофобности породы, большие размеры пор, трещины в пласте, высокие перепады давления. [10]
Броун и Фетт ( 1956) предложили способ резонанса ядер атомов для оценки степени гидрофобности породы на образцах; промежуточные стадии гидрофобизации породы объясняются различной пропорцией гидрофобных и гидрофильных зерен. [11]
Поскольку при бурении скважин чаще всего используют жидкости на водной основе, то для улучшения свойств этих жидкостей они подвергаются физико-химической обработке. При этом к жидкости предъявляют ряд требований [13]: 1) фильтрат промывочной жидкости не должен способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофобности породы и количества физически связанной воды в порах пласта; 2) фильтрат не должен вступать в физико-химическое взаимодействие с породой пласта; 3) гранулометрический состав твердой фазы промывочной жидкости должен соответствовать структуре пористой среды таким образом, чтобы твердые частицы не забивали каналы фильтрации жидкости и вымывались при запуске скважины в работу; 4) поверхностное натяжение на границе фильтрат - - углеводородное содержимое пласта должно быть минимальным; 5) водоотдача при забойных условиях должна быть минимальной, а плотность и реологические свойства такими, чтобы дифференциальное давление при разбуривании пласта было минимальным; 6) степень минерализации и солевой состав фильтрата должны быть близкими к пластовым. [12]
Для проектирования разработки в отличии от подсчета запасов необходимо знать не только средние значения параметров пластов, но и детальное их распределение в объеме залежи ив некоторой степени за контуром. Недостаточно внимания уделяется геологами-разведчиками изучению распределения проницаемости пород, хотя ГИС в ряде случаев ( иногда после опытно-методических работ по адаптации к конкретным геолого-техническим условиям) в состоянии удовлетворительно оценивать проницаемость, особенно в зоне предельного нефтегазонасыщения, выделять зоны ухудшения проницаемости за счет кольматации и разбухания некоторых типов глинистых минералов, определять состав цемента, разбухаемость глинистых минералов, гидрофобность пород. [13]
Кароя, вертикальное вытеснение нефти диоксидом углерода может быть с успехом применено в карстовых и трещиноватых коллекторах, в которых другие технологии применения С02 малоэффективны. Лабораторные эксперименты были проведены применительно к условия месторождения Надьлендел, коллектор которого характеризуется гидрофобными свойствами. Вследствие большой вязкости нефти ( 30 мПа с) и гидрофобности породы в процессе расширения газовой шапки газ вытесняет воду из различных элементов коллектора ( трещины, каверны, поры и т.п.) и с поверхности нефти, располагающейся на стенках пор. Вытеснение нефти происходит после ее насыщения диоксидом углерода, сопровождающегося существенным улучшением гидродинамических свойств нефтяной фазы. Фронт газа и воды значительно опережает поверхность раздела нефти и газа. Процесс вытеснения при этом разделяется на два периода. В первом периоде расширения газовой шапки развивается нефтеносная зона с повышенным значением нефтенасыщенности на фронте вытеснения воды и над этим фронтом. Во втором периоде непосредственный контакт газа и воды перестает существовать. Между этими фазами развивается зона 100 % - ной насыщенности нефти. Ширина этой зоны постепенно увеличивается. Таким образом, во втором периоде нефтенасыщенная зона, продвигаемая диоксидом углерода, вытесняет воду, располагающуюся под ней. Второй период формируется только тогда, когда темп закачки диоксида углерода оптимален. Если темп закачки С02 превышает оптимальное значение, длина газонефтяной зоны над фронтом газа и воды увеличивается. Нефтенасыщенность в ней не изменяется или уменьшается, т.е. профиль нефтенасыщенности сплющивается. [14]
Сопоставление кривых зависимости остаточной нефтенасыщенности от давления вытеснения нефти водой для туймазинской и арланской нефтей показывает, что остаточная нефтенасыщенность для газонасыщенной нефти несколько меньше, чем для ее модели. Характерно, что для арланской нефти остаточная нефтенасыщенность больше, чем для туймазинской. Как было показано в главе II, адсорбция асфальтенов из газонасыщенных нефтей значительно меньше, чем из их моделей, а коэффициент вытеснения существенно зависит от степени гидрофобности породы, убывая с возрастанием гидрофобности. Этим и следует объяснить различие в нефтенасыщенности для туймазинской и арланской нефтей, ибо концентрация асфальтенов в арланских нефтях значительно больше, чем в туймазинских. [15]
Страницы: 1 2