физика пласта. Физика пласта. Вопрос 24 Кинетический гистерезис смачивания, эффект Жамена
 Скачать 57.53 Kb.
|
|
Вопрос №24 Кинетический гистерезис смачивания, эффект Жамена. Гистерезис – отставание, запаздывание изменения физической величины, характеризующей состояние тела от изменения другой физической величины, определяющей внешние условия. Гистерезис смачивания – явление, заключающееся в задержке установления равновесного значения смачивания вследствие трения при перемещении периметра капли по поверхности твёрдого тела. Явления статического гистерезиса смачивания тесно связаны с процессами адсорбции, которые зависят от природы поверхностного слоя. Мерой статического гистерезиса смачивания может служить величина, равная разности косинусов углов: cosQ = (σ2,3 – σ1,3)/ σ1,2 = В, ∆В = В2,1–В1,2. (6.14) Эта разность получается при различном порядке смачивания твёрдой поверхности жидкостями 1 и 2. Величина ∆В зависит от среды (1 или 2), которой вначале была смочена поверхность. В присутствии адсорбционного слоя статический гистерезис смачивания резко возрастает. В пластовых условиях наблюдаются неустойчивые процессы, происходящие на поверхности раздела фаз, отличные от рассмотренных выше (разд. 6.4). Процессы смачивания описывают неравновесные процессы и зависят не только от природы поверхностей, но и от скорости и направления движения фронта жидкости (менисков) в капиллярных каналах. Кинетическим гистерезисом смачивания принято называть изменение угла смачивания при передвижении по твёрдой поверхности трёхфазного периметра смачивания. Величина гистерезиса зависит от: · направления движения периметра смачивания, то есть от того, происходит ли вытеснение с твёрдой поверхности воды нефтью или нефти водой; · скорости перемещения трёхфазной границы раздела фаз по твёрдой поверхности; · шероховатости твёрдой поверхности; · адсорбции на поверхности веществ. За счёт вытеснения нефти водой образуется передвигающийся трёхфазный периметр смачивания. Угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направления движения периметра смачивания жидкостью поверхности пород (менисков жидкости, рис. 6.7) в каналах и трещинах.  Рис. 6.7. Схема изменения углов смачивания при изменении направления движения мениска в капиллярном канале Угол, образующийся при вытеснении нефти водой (Q21), принято называть наступающий, а угол, образующийся при вытеснении воды нефтью (Q12) – отступающий. Углы смачивания отступающий (Q12), наступающий (Q21) и статический (Q) всегда находятся в соотношении Q21 > Q > Q12. (6.15) Угол смачивания зависит от того, происходит ли вытеснение с твёрдой поверхности воды нефтью или нефти водой. С увеличением скорости вытеснения нефти водой из капиллярных каналов пористой среды вследствие гистерезисных явлений наступающий угол смачивания возрастает и может стать больше 90о, если даже в статических условиях поверхность капилляра гидрофильна. Причины гистерезиса недостаточно изучены. Некоторые исследователи считают, что гистерезис обусловлен силами трения, так как он возникает на шероховатых поверхностях. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо. Большинство исследователей считают, что явления гистерезиса имеют молекулярную природу. При вытеснении из пор нефти водой приходится удалять с твёрдой поверхности адсорбированные молекулы полярных компонентов нефти. Поэтому возникает дополнительное сопротивление растеканию воды по поверхности. В зависимости от порядка смачивания значение этих сил сопротивления неодинаково, чем и обусловлено различие отступающих и наступающих углов. Эффект Жамена зависит от количества пузырьков газа и степени закупорки пор. Имеет существенное значение для перемещения нефти в песке.  Иллюстрация эффекта Жамена Образование эффекта Жамена в объеме пласта или его части, примыкающей к верхней материнской толще отложений, воспроизводящей углеводороды или их составляющие, скорее является естественным нежели исключительным процессом, сопровождающим формирование месторождения. Но только 20-30% от общего числа перспективных площадей на нефть и газ избавились от указанного эффекта естественным путем в процессе миллионов лет под действием внутриземных факторов: тектонического давления и температуры. Остальные 70-80% перспективных нефтегазоносных площадей являются носителями эффекта Жамена и до сих пор в них отсутствуют газонефтяной и водонефтяной контакты, т. е. месторождений пока не сформировалось. Вопрос №61 Изменение свойств нефтегазового пласта с глубиной. На многопластовых месторождениях большей частью наблюдается закономерные изменения нефтей и газов в залежах от верхних горизонтов к нижним. Эти изменения контролируются, в основном, существующей в земной коре вертикальной зональностью в изменении температуры и давления, плотности, пористости и проницаемости горных пород, литологического состава продуктивной толщи, состава подземных вод и некоторых других параметров. С увеличением глубины залегания и возраста отложений уменьшаются плотность и вязкость нефти, количество циклов в молекулах углеводородов, увеличивается роль нормальных соединений по сравнению с изомерными, возрастает газонасыщенность нефтей, конденсатный фактор газов. Это хорошо видно, в частности, на примерах Средне-Обской области Западной Сибири. Влияние возраста вмещающих пород на свойства нефтей в пределах месторождения отчетливо не проявляется, но выражается четко в пределах крупных территорий провинций или материков. Например, древние (палеозойские) нефтегазоносные провинции, в основном нефтеносные. В пределах этих провинций процессы генерации и аккумуляции углеводородов интенсивно протекали еще в палеозойскую эру. Формирование залежей здесь давно завершилось. После своего образования залежи претерпели значительные превращения, сопровождавшиеся потерей газов за счет диффузии, сокращением высоты залежей и т.д. Месторождения асфальтов, образовавшиеся за счет гипергенных превращений нефтей, встречаются только на древних платформах. Нефти древних бассейнов мало насыщены газом. В молодых (мезозойских и кайнозойских) бассейнах нефти мало измененные, в основном нафтеновые, насыщенные газом, ловушки часто заполнены до замка, процессы формирования залежей продолжаются и в настоящее время. К ним приурочена основная часть разведанных мировых запасов газа. Свойства нефтей Среднеобской области (Западная Сибирь)
Наблюдения над газонефтяными и газоконденсатными месторождениями показывают, что на глубине 1000-1500 м. появляются критические давления и температуры, при достижении которых начинается обратная (ретроградная) растворимость нефтей в газах. Критические давления составляют 100-150 ат., критическая температура – 45-60°С. При дальнейшем росте давлений и температур в газообразную фазу переходят тяжелые углеводороды и газ становится жирным. Изменения свойств нефтей и газов с глубиной по мере возрастания температур и давлений особенно отчетливо проявляется на многозалежных месторождениях с высоким этажом нефтегазоносности. На таких месторождениях до глубины 1 км. наблюдаются залежи сухого газа и тяжелой нефти. На глубине 1-2 км. развиты залежи нормальных метано-нафтеновых нефтей, газонасыщенные, иногда с газовыми шапками. На глубинах 2-5 км. устанавливаются залежи легких нефтей, жирных газов, а также газоконденсатные залежи, иногда с нефтяными оторочками. На глубинах 5-10 км встречаются залежи жирного газа, газоконденсатные и редко – легких нефтей. Изменения нефтей в зоне катагенеза под действием высоких температур называются метаморфизмом нефтей. Эти процессы необратимые, направлены в сторону образования нормальных предельных углеводородов вплоть до метана и графита. На Апшеронском полуострове (Азербайджан) отмечается обратная закономерность изменения свойств нефтей, в частности, увеличение плотности нефти с глубиной в плиоценовой продуктивной толще. При этом облегчение нефтей вверх по разрезу объясняется эффектом фильтрации при миграции нефти к кровле продуктивной толщи. Глинистый материал цемента коллекторских пород обладает способностью адсорбировать молекулы углеводородов, в особенности сложного строения, поэтому нефть в процессе миграции по порам постепенно очищается от тяжелых фракций, становится легкой. Причиной изменения состава и свойства нефтей и газов в вертикальном разрезе является не только давление, температура и эффект фильтрации, но и смена литолого-фациальных типов нефтегазогенерирующих толщ. Морские песчано-глинистые, карбонатные и терригенные толщи богаты рассеянным органическим веществом сапропелового типа, континентальные песчано-глинистые толщи - рассеянным органическим веществом гумусового типа. Опытами в лабораторных условиях доказано, что сапропеловая органика генерирует, в основном, жидкие, гумусовая – газообразные углеводороды. Если в разрезе месторождения наблюдается чередование нескольких изолированных друг от друга нефтегазоносных комплексов разного происхождения, то в каждом из них формируются залежи разных типов углеводородов. Например, в пределах Западно-Сибирской провинции неокомский комплекс континентально-морского происхождения преимущественно нефтеносен, апт-альб-сеноманский комплекс континентального происхождения – преимущественно газоносен. Нарушение общей вертикальной зональности нефтей и газов может происходить и под влиянием вторичных перетоков углеводородов из залежи в залежь по зонам разломов и трещиноватости, или в результате диффузии газов через покрышки плохого качества. Плотность. Для залежей определяется плотностью пород коллекторов, которая зависит от минерального состава, но в большей степени от пористости. Нефть и газ способствуют уменьшению плотности (σ) в залежи и поэтому она меньше плотности вмещающих пород. С глубиной изменения плотности и пористости довольно неравномерно: наибольшие изменения характерны для глубины 0-3 км. Как показывает опыт бурения глубоких скважин, пористость в объеме залежи остается высокой, составляя в ряде случаев 30% (на глубинах 5-7 км и более). Удельное электрическое сопротивление ρ. поляризуемость η . Величина ρ залежи больше водоносных пластов в 100 и более раз. Наиболее вероятная величина, характеризующая возрастание удельного сопротивления нефтегазовых пластов, считается равной 10. Минерализация пластовых вод оказывает существенное влияние на электрическое сопротивление залежей. Влияние термодинамических условий залегания проявляется, главным образом, через изменение электрических свойств насыщенного флюида. В общем случае увеличение всестороннего давления ведет к возрастанию сопротивления, а увеличение температуры – к уменьшению его, так как повышается проводимость флюида. В целом электрическое сопротивление почти всех видов пород с глубиной уменьшается, поскольку влияние температуры превалирует над влиянием давления. Но продуктивный горизонт рассматривается как единый геоэлектрический, поэтому сопротивление нефтегазоносных слоев в 2-3 раза больше водоносных слоев. Но в отдельных случаях превышение составляет в 5 раз. Удельное сопротивление газовых залежей выше нефтяных. Месторождения нефти и газа характеризуется большей поляризуемостью η как в области залежи, так и выше ее. Это связано с наличием пирита, образовавшегося в результате взаимодействия залежи с вмещающими породами. Содержание пирита в отдельных горизонтах ряда месторождений иногда достигает 20-30% от объема породы. Поляризуемость η в контуре залежи в 5-7 раз выше, чем в законтурной области. Для непродуктивных структур увеличение поляризуемости в области свода не наблюдается. Для нефтяных месторождений коэффициенты поляризуемости выше, чем для газовых. Скорость (Vp) и поглощение (α) в нефтегазовых отложениях уменьшается по сравнению с Vр и α в водоносной части на 0,5 км/с или на 15-25% и более. Коэффициент α, который целесообразно называть эффективным, поскольку он характеризует действие многих факторов, увеличивается в 10 раз и более. Средние значения αв в водоносной части составляют первые единицы 10-3 м-1 , тогда как значения αнг в нефтегазовых залежах достигает больших величин. С повышением температуры величина Vр уменьшается, наиболее интенсивно в нефтенасыщенных породах (до 30% и более) по сравнению с газо – и водонасыщенными породами. Увеличение давления ведет к повышению Vр. Магнитная восприимчивость (æ). Нефть является диамагнетиком. Ее магнитная воспреимчивость примерно равна (-1)*10-5 ед.СИ. Но в пластовых условиях нефть характеризуется слабыми парамагнитными свойствами, что обусловлено молекулярными свойствами органических компонентов с железом и его окислами, а также повышенной концентрацией этих соединений. Магнитные свойства газа неизвестны. По аналогии с другими газами можно предполагать, что значение газа имеет порядок 1*10-5 ед.СИ. Магнитные аномалии от залежей характеризуется различием æ углеводородов и законтурных вод, а также пород коллектора в области залежи и вне ее. Изменение свойств нефтегазового пласта с глубиной Открытие нефтяных и газовых залежей на больших глубинах в значительной мере зависит от точности представлений об условиях формирования на этих глубинах эффективных коллекторов. Поэтому задача изучения особенностей структуры пустотного пространства пород из глубокозалегающих горизонтов и оценки их фильтрационно-емкостных свойств является актуальной.  В качестве объекта исследования использовался керн из триасовых отложений тампейской серии Тюменской сверхглубокой скважины СГС-6. Тампейская серия в объеме витютинской, варенгаяхинской и пурской свит выделена Ю.А. Ехлаковым в разрезе Тюменской СГС-6 в интервале глубин 5607–6422 м. По данным изучения керна и материалов ГИС тампейская серия образована терригенными породами — гравелитами, песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники граувакковые, преимущественно мелкозернистые, реже средне-, крупно- и разнозернистые, неравномерно алевритистые, часто с гравийной примесью, неравномерно глинистые, хлоритизированные, лейкоксенизированные, карбонатизированные, участками слабобитуминозные. Открытая пористость песчаников изменяется в пределах 0,3–12,3%. Повышенной пористостью характеризуются крупнозернистые песчаники. Средние значения открытой пористости алевропесчаников витютинской, варенгаяхинской и пурской свит (6,8, 5,9 и 5,5% соответственно) свидетельствуют, что в разрезе тампейской серии открытая пористость горных пород с глубиной снижается. Однако одновременно с данной тенденцией на глубине свыше 6000 м отмечается другая закономерность, когда открытая пористость некоторых разностей песчаников превышает 12%. Можно предположить, что данное противоречие обусловлено разнонаправленностью процессов минеральных преобразований, инициируемых возрастающими горным давлением и температурой при погружении осадочных пород на большие глубины. Оценка степени катагенетической преобразованности слабоглинистых и слабокарбонатизированных песчаников проводилась путем подсчета в шлифах удельной протяженности всех видов контактов между обломками породообразующих минералов [3], после чего по полученным данным рассчитывался коэффициент уплотнения, т.е. отношение удельной протяженности полных контактов к удельной протяженности всех видов контактов (Потапов В.П., 1999). При полной потере песчаником пустотности теоретически коэффициент уплотнения численно становится равным единице. На рис. 1 приведено графическое отражение корреляционной связи открытой пористости с коэффициентом уплотнения песчаников. Судя по характеру распределения экспериментальных точек на корреляционном поле, при гравитационном уплотнении мелкозернистые песчаники в большей степени теряют пустотность по сравнению с крупно- и среднезернистыми разностями. Корреляционная связь глубины отбора образцов мелко-, средне- и крупнозернистых песчаников с коэффициентом уплотнения отражена на рис. 2. Характер распределения точек на корреляционном поле графика свидетельствует о том, что с глубиной коэффициент уплотнения песчаников снижается, что противоречит общепринятому представлению [2] об увеличении плотности осадков по мере их погружения на большие глубины. Изучение песчаников в шлифах показало, что снижение коэффициента уплотнения с глубиной является следствием выщелачивания компонентов матрицы песчаников. Наиболее сильно процессам выщелачивания подвержены гравелиты, крупно-, средне- и разнозернистые песчаники. Структура вновь образованного порового пространства характеризуется неравномерным распределением пустот в объеме породы, обусловленным в свою очередь неравномерным распределением в объеме матрицы породы обломков минералов, неустойчивых при высоких давлениях и температурах. Пустотное пространство песчаников и алевролитов представлено межзерновыми порами неправильно-треугольной, неправильно вытянутой формы, тонкой и реже мелкой размерности, внутризерновыми порами неправильной, часто причудливой формы (рис. 3), реже крупными порами и единичными каверночками размером до 2 мм, а также трещинками, окаймляющими обломки пород и иногда секущими их, от единичных до многочисленных. Таким образом, структура пустотного пространства песчаников и алевролитов тампейской серии в ходе процессов глубинного катагенеза претерпела качественные изменения, что отразилось на соотношении значений их открытой пористости и проницаемости. Экспериментально установлено, что разуплотненные песчаники и алевролиты при сравнительно высокой открытой пористости, в среднем равной 8,8%, характеризуются весьма низкой проницаемостью, в среднем равной 0,0246 фм2. Согласно классификации терригенных пород-коллекторов нефти и газа, предложенной в работе [1], разуплотненные песчаники и алевролиты тампейской серии по значениям открытой пористости следует отнести к пятому классу коллекторов, а по проницаемости — к шестому классу, не имеющему промышленного значения. Тем не менее, учитывая экстремальные термобарические условия залегания разуплотненных песчаников и алевролитов, когда пластовая температура превышает 150 °С, а пластовое давление свыше 100 МПа, можно предполагать вероятность промышленного притока нефти и газа из этих отложений при достаточной толщине продуктивных пластов. По данным изучения керна и материалов ГИС в разрезе тампейской серии выделяются десять пластов разуплотненных песчаников, распределение которых по их толщинам приведено в таблице, из которой видно, что в разрезе тампейской серии чаще всего встречаются пласты разуплотненных песчаников толщиной 5–10 м. Некоторые из выделенных пластов перекрыты породами-флюидоупорами, в качестве которых служат плотные аргиллиты. На рис. 4 приведены петрофизическая и геофизическая характеристики песчаного пласта, выделенного в разрезе тампейской серии в интервале глубин 5632–5652 м. Кровля пласта сложена преимущественно алевролитами разнозернистыми, граувакковыми, слабоизвестковистыми, слюдистыми, песчанистыми. С глубины 5639 м в разрезе пласта доминируют песчаники разнозернистые, граувакковые, известковистые с гравийной примесью. В интервале глубин 5644–5652 м песчаники разуплотнены за счет выщелачивания обломков минералов, неустойчивых при высоких температурах и давлениях. В песчанике, отобранном из разуплотненной части пласта, пустотное пространство создано за счет незаполненных твердым веществом промежутков между зернами и мелких каверн, распределенных неравномерно в объеме породы (см. рис. 3). Сообщаемость пор и каверн подтверждается экспериментально — фактом проникновения в их пустотное пространство раствора полимерной смолы, что позволяет относить данную разность песчаников к классу пород-коллекторов. Таким образом, на больших глубинах в алевропесчаниках создается вторичная пустотность за счет выщелачивания обломков минералов, неустойчивых при высоких пластовых температурах и давлениях. Масштаб этого явления достаточен для образования природных резервуаров, в которых при благоприятных условиях могут формироваться нефтяные и газовые залежи. |