Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

О целесообразности дополнительного изучения процессов гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин

Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

Нефть, газ и бизнес

2008

А.Г.Демахин -технический директор компании Enhanced Recovery чл-корр.РАЕН,д.х.н; С.А Демахин – руководитель направления по разработке новых технологий компании Enhanced Recovery” к.г-м.н; В.Б Губанов – заведующий лабораторий моделирования пластовых процессов ИПХ РГУ нефти и газа им. И.М Губкина, с.н.с., к.т.н.

В последнее время появилось значительное количество технологий ограничения водопритока и интенсификации добычи нефти на основе гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин.

Закачка в призабойную зону добывающих скважин различных химических реагентов, обладающих гидрофобизирующими свойствами, и способных изменять смачиваемость поверхности породы приводит к интенсификации добычи нефти.

Для этого могут применяться высокодисперсные гидрофобные кремнезёмы, кремнийорганические жидкости и различные поверхностно-активные вещества.

В результате обработки нефтяных скважин гидрофобизирующими составами происходит несколько положительных воздействий:

  • в процессе закачки гидрофобных веществ происходит их взаимодействие с рыхлосвязанной и капиллярно-удерживаемой водой и ее вытеснение из призабойной зоны пласта. Тем самым происходит снижение водонасыщенности призабойной зоны, что ведет к увеличению фазовой проницаемости по нефти призабойной зоны нефтяного пласта;
  • после закачки гидрофобизирующих веществ на поверхности породы образуется гидрофобная пленка, хорошо удерживаемая на породе либо химическими, либо адсорбтивными связями. Такая гидрофобная пленка предотвращает повторное образование зоны повышенной водонасыщенности вблизи скважины;
  • гидрофобизация поверхности породы изменяет смачиваемость поровой среды и, тем самым, направленность действия сил капиллярного давления. Это приводит к снижению скорости капиллярной пропитки пористой среды водой. Особенно сильно этот эффект может проявляться в низкопроницаемых коллекторах при низких скоростях фильтрации и при вертикальном движении водонефтяного контакта;
  • удаление рыхлосвязанной воды и образование на поверхности породы гидрофобной пленки приводит к снижению набухания тонкодисперсного глинистого компонента слагающих пласт пород и тем самым к сохранению проницаемости призабойной зоны пород, что особенно актуально для мало- и среднепроницаемых коллекторов;
  • наконец, при закачке ряда гидрофобизирующих составов в полностью обводненные интервалы пласта, происходит их отверждение или гелеобразование, позволяющее селективно тампонировать водонасыщенные интервалы пласта и тем самым ограничить приток пластовой воды в скважину.

В многочисленных публикациях [1-6], приводятся результаты теоретических расчетов, керновых исследований и промысловых обработок нефтяных скважин гидрофобными композициями, после которых значительно увеличивается дебит скважины и снижается обводненность добываемой продукции.

Вместе с тем, ряд авторов [7-9] выражают отрицательное отношение к приданию поверхности пород гидрофобных свойств, что, по их мнению, негативно воздействует на процесс фильтрации флюидов. Поскольку данный вопрос имеет важное прикладное значение, рассмотрим основные аргументы противников гидрофобизации более подробно.

Так, в работе [7] приводятся широко известные графики зависимостей относительной проницаемости по воде и нефти от водонасыщенности для гидрофильной и гидрофобной пористой среды (рис. 1), составленные на основе экспериментальных данных автором работы [10].

Рис. 1. Зависимость относительной проницаемости по воде и нефти от водонасыщенности для гидрофильной и гидрофобной пористой среды (по работе [7]).

Из этих графиков видно, что «при одной и той же водонасыщенности в гидрофильной пористой среде относительная проницаемость для нефти в 3-4 раза выше, чем в гидрофобной породе» [7]. Для воды же, как видно из этих графиков, относительная проницаемость в гидрофильной породе в 5-6 раз ниже, чем в гидрофобной.

На основе анализа этих данных делается однозначный вывод о том, что «из гидрофобного пласта нефть вытесняется водой значительно хуже, чем из гидрофильного» [7] и, что технологии обработки добывающих скважин с целью гидрофобизации пласта не могут быть рекомендованы для целей повышения притока нефти и ограничения водопритока.

Относительно высказанных в работе [7] соображений, необходимо отметить, что авторы необоснованно смешивают физико-химические явления в глубине нефтяного пласта при вытеснении нефти водой и процессы, происходящие в ходе обработки призабойной зоны пласта гидрофобизирующими композициями.

Несомненно, что когда речь идет о вытеснении нефти водой во всем объеме нефтяного пласта, то более предпочтителен гидрофильный характер поверхности породы, способствующий более равномерному и полному вымыванию нефти.

Совсем иначе обстоит при фильтрации флюидов через призабойную зону скважины и применение гидрофобизирующих композиций для ее обработки весьма полезно.

В процессе эксплуатации скважины призабойная зона пласта неоднократно подвергается воздействию воды при вскрытии и глушении скважины, проведении ремонтно-изоляционных и интенсифицирующих работ. На поздней стадии эксплуатации в призабойную зону начинают поступать пластовая и закачиваемая вода.

В результате всего этого, вблизи скважины в пласте формируется зона высокой водонасыщенности, причем на поверхности породы формируется пленка так называемой рыхлосвязанной воды, снижающая объем порового пространства пласта. Это особенно характерно для низкопроницаемых гидрофильных пород.

С ростом водонасыщенности проницаемость для воды растет, а для нефти падает, как в силу капиллярных сил, так и из-за чисто физического блокирования призабойной зоны рыхлосвязанной водой.

В процессе закачки гидрофобизирующих композиций происходит разрушение пленки рыхлосвязанной воды, оттеснение воды из призабойной зоны и тем самым ее осушение. Гидрофобизирующий реагент закрепляется на поверхности породы, препятствуя ее повторной гидратации.

Водонасыщенность гидрофобизованных участков пласта резко падает, что увеличивает проницаемость для нефти и снижает ее для воды. Таким образом, водонасыщенность призабойной зоны пласта до и после обработки гидрофобизирующими реагентами резко отличаются и сравнение графиков, представленных на рис.

1 в этих условиях совершенно не корректно.

Сходную ошибку делает и автор работы [8]. На основе экспериментальных данных по изучению фазовых проницаемостей при одних и тех же водо – и нефтенасыщенностях проводятся сложные расчеты по определению влияния гидрофобизации забоя эксплуатационной скважины на обводненность добываемой продукции.

Однако автор не учитывает различие состояния призабойной зоны скважины и свойств поверхности пород до и после гидрофобизации, в частности изменения водо – и нефтенасыщенности пород в процессе закачки гидрофобизирующих реагентов, а также занижается влияние капиллярных сил на процесс фильтрации жидкостей.

В работе [9] основным аргументом против гидрофобизации поверхности пород призабойной зоны добывающих скважин служат результаты керновых экспериментов по обработке 3% раствором диэтилдихлорсилана в керосине.

В результате данной обработки образцов керна пласта БС2-310 Тевлино-Русскинского месторождения с проницаемостью от 12*10-3мкм2 до 50*10-3 мкм2 и водонасыщенностью от 38 до 50 %, проницаемость по керосину снизилась в 2-5 раз.

Из этого делается вывод о негативном влиянии гидрофобизации поверхности породы на подвижность нефти.

Однако хорошо известно, например, из работ [11-12], что при избытке воды происходит полимеризация хлорсиланов во всем объёме и их последующее отверждение.

Таким образом, при закачке раствора диэтилдихлорсилана в образцы с высокой водонасыщенностью неизбежно происходит вместо гидрофобизации поверхности поровых каналов отверждение композиции во всем объеме, что ведет к снижению проницаемости не только по керосину, но и по любой жидкости, т.е. наблюдается эффект тампонирования.

Подобные эффекты наблюдались еще во время опытно- промышленных работ на Анастасиевско – Троицком месторождении Краснодарского края в 1972 году [12], и еще тогда был сделан вывод о необходимости закачки перед композицией буфера из углеводородной жидкости для удаления излишней воды из призабойной зоны скважины.

Более того, именно благодаря такому эффекту обеспечивается селективность воздействия. В водонасыщенных интервалах пласта композиция отверждается и происходит их тампонирование. В нефтенасыщенных-гидрофобный реагент взаимодействует только со связанной водой на поверхности породы с образованием силоксановой пленки.

Кроме того, для предотвращения преждевременного и избыточного тампонирования существует множество отработанных технических приемов, например, закачка предварительного буфера из углеводородных или водоосушающих жидкостей. Таким образом, результаты данных керновых исследований не могут служить аргументом против гидрофобной обработки добывающих скважин.

Для сравнения приведем свои результаты обработки образцов керна раствором гидрофобизатора «Sidox», обладающим свойством тампонироваться при избытке воды (табл. 1 и рис. 2, 3). Эксперименты были проведены на базе лаборатории моделирования пластовых процессов РГУ нефти и газа им. Губкина.

В первом эксперименте моделировались полностью обводненные интервалы пласта, во втором эксперименте моделировался нефтенасыщенный интервал со значительным остаточным водонасыщением.

Как видно из приведенных данных, проницаемость по воде снижается более чем в 5 раз, при этом проницаемость по керосину не только сохраняется, но и несколько возрастает за счет удаления рыхлосвязанной воды и снижения водонасыщенности модели пласта.

Проведенный анализ показывает:

  • необходимость более тщательного изучения процессов, происходящих при обработке призабойных зон добывающих скважин гидрофобизирующими реагентами;
  • гидрофобизирующие вещества устраняют негативное влияние зоны повышенной водонасыщенности в призабойной зоне пласта, удаляют с поверхности породы рыхло связанную воду и препятствуют ее повторной гидратации;
  • в результате подобной обработки увеличивается общий дебит скважины снижается обводненность добываемой продукции.

Результаты обработки моделей пласта гидрофобизатором «Sidox»

№ опыта Набивка насыпной модели пласта Начальная водонасы-щенность модели пласта, % Проницаемость до закачки реагента, k1. Скорость фильтрации, FIR=80см3/час Проницаемость после закачки реагента, k2. Скорость фильтрации, FIR=80см3/час Фактор ос-таточного сопротив-ления, Rост.
1Молотая фракция кварцевого песка1000,1570,03055,14
2Молотая фракция кварцевого песка34,50,0790,0870,91

Рис. 2.

Изменение фактора сопротивления при фильтрации пластовой воды после закачки гидрофобизирующего состава

Рис. 3. Изменение фактора сопротивления при фильтрации керосина после закачки гидрофобизирующего состава

Источник информации:

1. Нефть, газ и бизнес, 5-6/2008

Источник: http://www.mdk-nano.ru/articles/2008/feasibility

Смачиваемость горных пород. Гидрофобные и гидрофильные коллекторы

Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

15. Смачиваемость горных пород. Гидрофобные и гидрофильные коллекторы.

Смачиваемость – физическое взаимодействие жидкости с поверхностью твёрдого тела или другой жидкости. Смачиваемость коллектора указывает на предрасположенность твердого материала смачиваться определенной жидкостью при условии присутствия данного флюида.

Показатель смачиваемости не является заведомо известной характеристикой породы, а зависит от типа смачивающей жидкости и условия формирования залежи.

Известно много методов определения смачиваемости поверхности горной породы. В Пермском крае распространение приобрел метод капиллярного давления и центрифугирования.

Его качественная оценка – параметр m, он показывает предпочтение смачиваться водой или керосином. M=0 – гидрофобна, m=1 – гидрофильна, m=0,4 – 0,6 – промежуточная характеристика смачивания.

ПК: терр m=0,31, карб m=0,24 – породы гидрофобны.

К гидрофобным коллекторам относятся породы, содержащие менее 10 % остаточной воды Кв 0,1. различие гидрофильных от гидрофобных коллекторов обусловлено тем, что в гидрофильных кол-х процесс вытеснения нефти из пустотного пространства при прочих равных условиях и высокой проницаемости протекает значительно легче, чем в гидрофобных.

В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвуют в процессе движения, вследствии чего увеличиваются потери нефти в пласте.

Эти особенности следует изучать и учитывать при подсчете запасов и проектировании разработки, определяя величину конечного нефтеизвлечения при возможных системах разработки.

Поделитесь с Вашими друзьями:

2.Площадные геофизические методы поисков. Сейсморазведка. Классификация ресурсов углеводородов.

Площадные геофизические методы поисков – выявление антиклинальных структур, вывод о наличии нефти сделать нельзя, только о наличии структуры.

Методы площадных геофизических работ:

– магниторазведка – метод основан на изучении магнитного поля Земли и различиях магнитных свойств горных пород;

– гравиразведка – метод основан на изучении естественного поля силы тяжести на земной поверхности. Информация о гравитационном поле позволяет устанавливать строение изучаемых площадей на различных глубинах по распределению в земной коре геол. тел разл. плотности;

– электроразведка – метод основан на различиях горных пород по электропроводности, диэлектрической и магнитной проницаемости, поляризуемости и электрохимической активности;

– сейсморазведка – является основным методом. На поверхности создают упругие волны, которые распространяются во все стороны, претерпевают при этом отражение и преломление от различных геологических границ, и частично возвращаются к дневной поверхности, где регистрируются специальными приборами – сейсмоприемниками, которые преобразуют механические колебания почвы в электрические.

Альтернативой сейсморазведки является структурное бурение – бурение скважин 400-700 м малого диаметра, при наличии структур 4-8 м предполагают, что структура повторяется на большей глубине. Этот метод дорогой и низкоэффективный.

Классификация ресурсов углеводородов:

Начиная с 1 января 2016 года вступила в силу новая классификация: ресурсы нефти и газа по геологической изученности степени промышленного освоения должны имеют следующие категории:

– Dо (подготовленные) Подготовленные ресурсы категории Dо отражают возможность открытия залежей нефти и газа в подготовленной к поисковому бурению ловушке и используются для проектирования поисковых работ.

– Dл (локализованные) Ресурсы нефти, газа и конденсата возможно продуктивных пластов в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной промышленной нефтегазоносностью, относятся к категории Dл (локализованные).

– D1 (перспективные) Перспективные ресурсы категории D1 отражают возможность открытия месторождений нефти и газа в оцениваемом регионе и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ, выбора районов и установления очередности проведения на них поисковых работ.

– D2 (прогнозируемые). Прогнозируемые ресурсы категории D2 отражают потенциальную возможность открытия месторождений нефти и газа в регионе, промышленная нефтегазоносность которого не доказана, и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ.

Поделитесь с Вашими друзьями:

Page 3

14. Водо-, нефте- и газонасыщенность пород-коллекторов. Методы определения.

Полагают, что нефтегазонасыщенные пласты были первоначально насыщены водой. При формировании залежей углеводородов в виду меньшей плотности мигрировали в повышенные участки пласта и вытесняли оттуда воду.

Вода из пустотного пространства вытеснялась не полностью, вследствие чего, нефтегазонасыщенные пласты наряду с УВ содержат некоторое количество остаточной воды, которое нельзя вытеснить из коллектора при пластовых давлениях.

остатков воды в пустотном пространстве тем больше, чем меньше размер пустот и пористость коллектора.

Остаточная вода содержится:

1.капиллярно связанное состояние в не проточной части пустот.

2.в виде молекул связанных пленкой на стенках пор, трещин, каверн.

Ков – отношение объема остатков воды содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пор.

Для нефтенасыщенного пласта: Kов + Kн = 1, для газонасыщенного пласта Kов + Kг = 1 Ков=Vост.в./Vоткр.пор. Кн=Vн/Vоткр.пор. Кг=Vг/Vоткр.пор. Ков+Кн=1. Кол-во воды связано со строением вещества: 1.гидрофильные – в виде тонкой пленки покрывает всю поверхность пустот. 2.гидрофобные – пов-ть не смачивается. Оценка Ков и Кг необходима для подсчета запасов Н и Г.

Методы определения: прямой метод не дает надежных результатов, так как при существующих способах отбора керна не сохраняются пластовые условия.

При падении пластового давления часть нефти и газа вытесняется из керна промывочной жидкостью, при подъеме на поверхность давление падает. Объем нефти и газа увеличиваются, и они вытекают из керна. Поэтому по керну всегда имеется остаточная нефтенасыщенность, которая меньше реальной.

Прямой отбор возможен при бурении растворами на нефтяной основе (РНО) с последующей немедленной консервацией образцов.

Основной метод оценки Кн и Кг заключается в моделировании остаточной воды в образце и оценке нефтенасыщенности по формуле:

Кн = 1 – Ков

Порядок определения Ков на керне:

1.Экстракция из образца УВ и солей

2.Сушка образца при t= 450C

3.Насыщение водой

4.Удаление воды методом центрифугирования или капиллярного вытеснения, цель: создать давление близкое к пластовому давлению и вытеснить подвижную воду.

Получив на керне Ков и Кп можно построить Ков = f(Кп) и Ков = f(K/(Кп1/2))

На практике при оценке Ков можно определить Кп по ГИС в каждом интервале, а затем воспользоваться зависимостью Ков = f(Кп), после Кн = 1 – Ков

Метод оценки по ГИС (электрокаратажный): Метод хорошо работает в терригенных коллекторах, в карбонатных хуже. Pн=pн.пл./рв.пл., Рн=1/Квn – формула Арчи, n-показатель смачиваемости, n5 – гидрофобный.

Поделитесь с Вашими друзьями:

Page 4

20. Коэффициент извлечения нефти. Извлекаемые запасы. Факторы, влияющие на КИН.

КИН=Qизвл/Qгеол – КИНнач=Кз*Кохв*Квыт. Квыт – коэффициент вытеснения нефти водой; Кз – коэффициент заводнения; Кохв—коэффициент охвата пласта процессом вытеснения. Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях.

Он характеризует отношение объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции до 100%.

Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между Квыт и Кпр прослеживается тесная корреляционная связь. КИНтек=ΣQн/Qгеол.

Извлекаемые запасы – часть геолог запасов которая может быть извлечена из недр в процессе разработки с учетом допустимого уровня затрат и соблюдении требований охраны ОС.

Факторы: 1) Относит μн по воде – μ0=μн/μв, чем больше μ0 тем лучше фильтрация нефти по пласту и вытесняющая способность воды. 2) природный режми залежи. 3) Плотность сетки скв. 4) методы и способы интенсификации добычи Н. 5) Реализация ППД.

6) Неоднородность Пласта. 7) Эффективная нефтенасыщенная толщина. При подсчете запасов после совершения разведки и пересчете запасов составляют ТЭО КИН.

Здесь обосновывается выбор оптимального варианта разработки по результатам технико-экономическим расчетам нескольких вариантов

Поделитесь с Вашими друзьями:

Page 5

28. Условия разработки залежи на естественном режиме.

1) Эф. прир. режим. – в/напорный или упр/водонап..

2) высокая μ Н, для ПК > 20мПа*с; в этих условиях относ-я μ по В – μ0= μн/ μв – если высокая величина, то В обладает низкой вымещающей способностью →происходят прорывы В по наиболее проницаемым пропласткам, резко ↑W и обр-ся участки с невыраб-ми запасами. (Выраб-ка запасов%=Qнак/Qизвл*100%) * установлено для ПК, что для маловязких Н ↑ интенсивности закачки не ведет к ↑W.

3) Режим залежи на естественном режиме в случае когда извлек. запасов недостаточно и реализация ППД неэффективна.

Поделитесь с Вашими друзьями:

Источник: http://nashuch.ru/otveti-na-ekzamen-po-discipline-promislovaya-geologiya-klassif.html?page=15

ГЛИНИСТОСТЬ

Гидрофильный и гидрофобный коллекторы

Глинистость осадочных горных пород характеризуется содержанием в минеральном скелете породы частиц с эффективным диаметром менее 10 мкм. Глинистость устанавливают обычно по данным гранулометрического анализа и рассчитывают по формуле:

Сгл = (м 0,01 / м скел)*100%

В петрофизической и геофизической практике используют параметры глинистости, производные от массовой глинистости Сгл,–объемную Кгл и относительную згл глинистость.

В общем случае, коэффициент объемной глинистости:

Кгл = Сгл *(1-Кп) * ускел / углин.

Параметр Кгл характеризует долю объема породы, занимаемую глинистым материалом; его удобнее использовать при построении различных моделей породы и для сопоставления с геофизическими параметрами, например с удельной радиоактивностью породы.

К глинистым минералам относят минералы алюмосиликатного состава, образующие группы гидрослюд, каолинита, монтмориллонита.

В петрофизике нефтегазовых коллекторов информация о глинистости изучаемых объектов необходима для решения следующих вопросов:

а) выбора петрофизических уравнений и их констант, адекватных изучаемому объекту, для эффективного использования их при геологической интерпретации результатов ГИС на стадиях подсчета запасов и проектирования разработки месторождений нефти и газа;

б) прогноза поведения коллекторов нефти и газа в прискважинной зоне при вскрытии разреза бурением на пресном РВО;

в) прогноза поведения коллекторов нефти и газа при заводнении их пресной водой, закачиваемой в нагнетательные скважины в процессе эксплуатации.

Удельная поверхность

Под удельной поверхностью (в нефтегазовой петрофизике) пористой среды понимают полную поверхность твердых частиц, образующих твердую фазу этой среды, или полную поверхность поровых каналов среды, отнесенную к единице объема пористой среды.

Sп=Sтв * утв (1-Кп) [м-1].

Гидрофильные и гидрофобные поверхности

Реальные коллекторы нефти и газа в пластовых условиях нередко бывают частично гидрофобными. Это значит, что часть поверхности пор водой не смачивается; в пределах этих «островов» отсутствует пленка воды», а нефть или газ непосредственно граничат с поверхностью твердой фазы.

Избирательная смачиваемость поверхности твердой фазы водой определяется величиной угла смачивания и на границе воды и другой подвижной фазы в капилляре (воздух, газ, нефть).

При и = 0, поверхность считается полностью гидрофильной; при 0 свп пласт содержит нефть или газ, но еще неизвестно, является ли он промышленно продуктивным.

Пласт считают продуктивным при условии сп > спкр н, где спкр н –критическое удельное сопротивление рассматриваемого класса коллектора.

Величину спкр н и соответствующее значение Рнкр н устанавливают с помощью зависимости Рн= f(Кв),в соответствии с величиной Квкр н, определенной путем анализа кривых относительной фазовой проницаемости для системы нефть–вода или газ–вода в зависимости от того, чем насыщен коллектор.

Глав-книга
Добавить комментарий