Введение
Смачиваемость поверхности горных пород – это физическое свойство, которое в значительной степени определяет процесс извлечения нефти из пласта. Смачиваемость оказывает существенное влияние на различные свойства горных пород, такие как капиллярное давление, относительные фазовые проницаемости, остаточная нефтенасыщенность и др. Структурно-текстурные и поверхностно-молекулярные сложности горных пород определяют зависимость разных свойств горных пород от их смачиваемости, что придает ей значимость в перемещении флюидов внутри пласта и в процессах выдавливания нефти [1].
В горных породах смачиваемость может варьировать от сильно гидрофильной до сильно гидрофобной, во многом это зависит от взаимодействия пластовых флюидов с поверхностью горной породы, вследствие чего смачиваемость представляется одним из ключевых критериев характеристики коллектора [2–4]. В последние годы вырос интерес к изучению смачиваемости горных пород при решении производственных задач в нефтяной геологии [5–7]. Особое внимание уделяется изменениям смачиваемости пород-коллекторов в процессе разработки [8].
Целью исследования является определение характера смачиваемости горных пород продуктивных пластов и их зависимость от минералогического состава.
Материалы и методы исследования
Определение смачиваемости выполнено по ОСТ 39-180-85 [9]. Для определения показателя смачиваемости породы необходим стандартный цилиндр для определения фильтрационно-емкостных свойств, хорошо консолидированный [10, с. 360]. На образцах недопустимо наличие сколов и трещин.
Проведение эксперимента
1. Экстрагированный образец с известной проницаемостью (не менее 0,01 мкм2) насыщают и производят гидростатическое взвешивание образца в воде.
2. Погружают насыщенный моделью пластовой воды образец в керосин на 20 ч. Производят гидростатическое взвешивание, определяют массу образца в воде.
3. Образец помещают в стакан центрифуги, заполненный керосином, и производят центрифугирование в течение 30 мин при факторе разделения 2500. Производят гидростатическое взвешивание, определяя массу образца в воде.
4. Испытуемый образец породы погружают в модель пластовой воды на 20 ч. Производят гидростатическое взвешивание, определяя массу образца в воде.
5. Цилиндр опускают в емкость, содержащую модель пластовой воды, и центрифугируют полчаса. Производят гидростатическое взвешивание, определяя массу образца в воде.
6. Полученные значения вносят в таблицу [9].
Обработка результатов эксперимента
Количество воды, вытесненной керосином из образца в результате противоточной капиллярной пропитки, определяется по формуле [10, с. 356]:
(1)
где VB – объем воды, выдавленный керосином, см3; P1 – масса образца в модели пластовой воды, насыщенного моделью пластовой воды, г; P2 – масса цилиндра в модели пластовой воды после противоточной капиллярной пропитки, г; ρB – плотность модели пластовой воды, г/см3; ρκ – плотность керосина, г/см3.
Количество воды (
), вытесненной керосином из образца в результате противоточной капиллярной пропитки и центрифугирования, определяется по формуле [10, с. 356]:
(2)
где P3 – масса цилиндра в модели пластовой воды после центрифугирования в керосине, г; остальные обозначения приведены в формуле (1).
Количество керосина (Vκ), вытесненного моделью пластовой воды из образца за счет противоточной капиллярной пропитки, определяется по формуле [10, с. 172]:
(3)
где P4 – масса образца в модели пластовой воды после погружения его в модель пластовой воды в течение 20 ч, г; остальные обозначения приведены в формулах 1 и 2.
Общий объем керосина (
), вытесненного моделью пластовой воды из образца в результате противоточной капиллярной пропитки и центрифугирования, определяется по формуле [11, с. 356]:
(4)
где P5 – масса образца в модели пластовой воды после капиллярной пропитки и центрифугирования в воде, г.
Смачиваемость (М) поверхности цилиндра определяется по формуле [11, с. 173]:
(5)
Результаты определения категории смачиваемости представлены в таблице.
Характеристика смачиваемости поверхности породы по показателю смачиваемости М [11, с. 173]
|
Показатель смачиваемости М |
|
|
0,0–0,2 |
Гидрофобная |
|
0,2–0,4 |
Преимущественно гидрофобная |
|
0,4–0,6 |
Промежуточная смачиваемость |
|
0,6–0,8 |
Преимущественно гидрофильная |
|
0,8–1,0 |
Гидрофильная |
Для формирования более детального представления о минералогическом и литологическом составе исследуемых горных пород в рамках исследований было проведено детальное литологическое описание горных пород и петрографических шлифов, также для описания минералогического состава и строения пустотного и порового пространства использованы результаты электронно-микроскопических исследований.
Результаты исследования и их обсуждение
В работе представлены результаты изучения смачиваемости пород коллекторов, слагающих продуктивные пласты БВ8 и ЮВ1/1. Продуктивные пласты выделены в отложениях мегионской, баженовской, васюганской и тюменской свит. Залежи нефти выявлены в пластах БВ7, БВ8, БВ9, БВ10, Ю1/1 и Ю2.
Литология пласта БВ8
Горизонт БВ8 приурочен к верхней части мегионской свиты. Основные запасы углеводородов месторождения сосредоточены в этом пласте. Отложения представлены переслаиванием песчаников и алевролитов. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, алевритовые, неравномерно глинистые. Алевролиты темно-серые, мелко-крупнозернистые, песчанистые, неравномерно глинистые, рассеянная примесь глинистого материала 40 %. По данным рентгеноструктурного анализа основным глинистым минералом цемента является хлорит в виде тонких пленок вокруг зерен.
По данным электронно-микроскопического исследования значительный объем породы составляют мелкие межмикроагрегатные микропоры изометричной формы со средним диаметром 2–4 мкм, межмикроагрегатно-зернистые микропоры анизометричной формы с сечением 10–15 мкм, межчастичные ультрамикропоры щелевидной формы с диаметром 0,05–0,1 мкм. Поверхность большинства зерен кварца и полевых шпатов покрыта тонкими пластинчатыми глинистыми частицами и ультрамикроагрегатами хлоритового состава (рис. 1).
Алевролиты мелко-крупнозернистые песчаные пласта БВ8 имеют следующую характеристику. Поровое пространство породы состоит из межмикроагрегатных пор щелевидной формы со средней шириной 2–4 мкм, межультрамикроагрегатных тонких микропор анизометричной формы со средним диаметром 0,3–0,5 мкм. Поверхность большинства зерен кварца и полевых шпатов покрыта тонкими изометрично-пластинчатыми глинистыми частицами иллит-хлоритового состава (рис. 2).
Рис. 1. Микрофотографии участков поверхности образца: а – общий вид песчаника; б, в – обломочные зерна кварца и полевых шпатов, микроагрегаты хлорита
Рис. 2. Микрофотографии участков поверхности образца: а – общий вид алевролита; б, в – тонкие пленки глинистых частиц на поверхности обломочных зерен кварца, полевых шпатов
Рис. 3. Микрофотографии участков поверхности образца: а – общий вид песчаника; б – поровое пространство, частично выполненное каолинитом
Литология пласта ЮВ1/1
Нефтегазоносность васюганской свиты связана с пластом ЮВ1/1, залегающим в ее верхней части, достаточно выдержанным по площади и по разрезу. Отложения пласта ЮВ1/1 представлены песчаниками средне-мелкозернистыми, алевритистыми, с признаками углеводородов и алевролитами мелко-крупнозернистыми, песчанистыми, слабо пелитистыми, с признаками углеводородов. Цемент карбонатно-глинистый. В глинистой составляющей преобладает каолинит. Карбонатная составляющая представлена кальцитом, доломитом и сидеритом.
По данным электронно-микроскопического исследования основную часть порового пространства составляют мелкие микропоры неравномерной формы со средним диаметром 2–4 мкм и крупные межмикроагрегатные микропоры изометричной формы с сечением 10–15 мкм, наиболее многочисленны межчастичные ультрамикропоры щелевидной формы со средней толщиной 0,1–0,2 мкм (рис. 3).
Рис. 4. Микрофотографии участков поверхности образца: а – общий вид песчаника; б, в – многочисленные участки развития каолинита
Рис. 5. Результаты определения показателя смачиваемости для пластов БВ8 и ЮВ1/1
Песчаники мелкозернистые алевритовые, слабо глинистые пласта ЮВ1/1 имеют следующую характеристику. Пространство между порами формируется микропорами со средним диаметром 1–3 мкм, межмикроагрегатно-зернистыми микропорами неравномерной формы со средней шириной 3–5 мкм, межчастичными ультрамикропорами щелевидной формы со средней толщиной 0,1–0,2 мкм. Отмечается среднекристаллический каолинит. Кристаллы хорошо окристаллизованы и часто образуют многочисленные плотные буклетовидные агрегаты псевдогексагонального габитуса, заполняющие собой поровое пространство (рис. 4).
Результаты определения характера смачиваемости коллекторов, слагающих продуктивные пласты БВ8 и ЮВ1/1
Породы пласта БВ8 характеризуются высокими значениями показателя смачиваемости М 0,70–0,97, что классифицирует их как гидрофильные и преимущественно гидрофильные. По результатам определения параметра смачиваемости коллектора пласта ЮВ1/1 показатель смачиваемости М варьируется в пределах от 0,03 до 0,40, что классифицирует его как гидрофобную и преимущественно гидрофобную породу. В гидрофильной системе вода покрывает зерна скелета и заполняет мелкие поры, а нефть заполняет крупные поры, находясь в их центре. В гидрофобных системах нефть обволакивает зерна скелета и занимает меньшие поры, а вода заполняет центр больших пор. Показатель М изменяется в зависимости от состава нефти, минерального состава внутрипоровой поверхности, цементации, петрофизических характеристик образца.
На смачиваемость влияют концентрация карбонатных минералов и минералов группы глин (хлорит, каолинит). Известно, что в нефтенасыщенных песчаниках каолинит является чаще гидрофобным, а иллиты и хлориты, как правило, больше тяготеют к гидрофильности. Различия в характере смачиваемости этих элементов связаны со структурными различиями этих глинистых минералов. Для коллекторов, сложенных обломочными породами, гидрофобизация увеличивается в процессе увеличения карбонатного цемента [12].
Результаты определения характера смачиваемости пород коллекторов представлены на рис. 5.
По результатам петрофизических исследований параметров удельного электрического сопротивления частично насыщенных образцов и коэффициентов водоудерживающей способности для каждого пласта были построены зависимости log(PH) и log(КВС) (рис. 6), где РH – показатель, указывающий на рост удельного электрического сопротивления не полностью насыщенной породы по сравнению с ее удельным электрическим сопротивлением в насыщенном цилиндре.
Параметр насыщения рассчитывается согласно уравнению Арчи – Дахнова [9]:
(6)
где an(a) и n – эмпирические константы, определяемые для каждой коллекции образцов; KB – коэффициент водонасыщенности, д.ед. %.
an(a) – определяется геометрией объема остаточной воды в порах. Обычно an(a) ≈ 1. n – показатель насыщения, степень гидрофобности или гидрофильности, определяется характером смачиваемости породы. Абсолютно гидрофобными (n > 5) принято считать лишь твердые битумы и ископаемые угли, а также в ряде случаев породы нефтегазоматеринских толщ.
Рис. 6. График зависимостей log(Pн) и log(КВС)
При n > 2 – порода гидрофобная, чем больше значение n, тем более гидрофобна порода. Увеличение гидрофобизации с увеличением n характерно для пород с любым типом пустотного пространства [12].
Заключение
В ходе исследования были определены значения коэффициента n для пластов БВ8 и ЮВ1/1, равные 1,74 и 2,12 соответственно, что, в свою очередь, подтверждает гидрофильность пласта БВ8 и гидрофобность пласта ЮВ1/1. Полученные данные о характере смачиваемости коллекторов, слагающие продуктивные пласты, рекомендуется рассматривать как уточняющий параметр в совокупности с коэффициентами фазовой проницаемости и коэффициентами вытеснения нефти водой для выбора агента вытеснения при планировании методов повышения нефтеотдачи пластов.
Библиографическая ссылка
Жидков Е.О., Фаррахова О.А., Решетников М.В. ИССЛЕДОВАНИЕ СМАЧИВАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ СЕВЕРО-ВАРТОВСКОЙ МЕГАТЕРРАСЫ // Успехи современного естествознания. – 2024. – № 12. – С. 70-76;URL: https://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=38351 (дата обращения: 21.01.2025).