- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 6. Измерение углов смачивания
Для изучения смачиваемости поверхности твердых тел и смачивающих свойств жидкостей широко применяют оптическую скамью. При этом каплю жидкости, нанесенную на твердую поверхность минерала (шлиф) или горной породы, проектируют с помощью оптической системы в увеличенном виде на экран из матового стекла. Краевой угол смачивания измеряют по изображению, полученному на матовом стекле, или по фотографии капли.
С помощью оптической скамьи можно измерить как статические, так и кинетические углы смачивания. Если первые определяют для общей физико-химической характеристики нефтесодержащих пород и смачивающих свойств вод, то кинетические углы важно знать при изучении избирательного смачивания пород в процессе вытеснения нефти водой из пористых сред и для оценки знака и величины капиллярного давления в поровых каналах.
Для измерения угла смачивания, образующегося на границе различных сред при движении раздела фаз, предложено много методов.
По одному из них измеряют краевой угол смачивания, образуемый поверхностью жидкости и погруженной в нее наклонной пластинкой минерала во время опускания или поднятия последней с соответствующей скоростью. При другом способе измеряются краевые углы натекания и оттекания, образуемые каплей жидкости на наклонной твердой поверхности. По третьему динамика изменения угла смачивания создается путем отсасывания капиллярной пипеткой нефти или воды из капли. С уменьшением объема капли нефти образуется наступающий угол смачивания, при увеличении ее — отступающий. Наконец, углы смачивания в динамике можно измерить при медленном движении мениска в капилляре.
Упомянутые методы измерения кинетических углов избирательного смачивания не воспроизводят пластовых условий и их нельзя применять для оценки краевых углов смачивания при движении водонефтяного контакта в пористой среде.
Некоторое представление о смачивающих свойствах вод и природе поверхности поровых каналов можно получить, измеряя скорость пропитывания пористой среды жидкостью или капиллярного вытеснения одной жидкости другой. Для изучения процесса капиллярного пропитывания и взаимного вытеснения нефти и воды обычно используются различные модификации прибора З.В.Волковой, одна из которых приведена на рис.VI6.
Р ис. VI.6. Схема одного из вариантов прибора 3. В. Волковой
В стеклянную трубку 3 с помощью резинового уплотнения 5 вставляют пробу изучаемого песчаника 4, насыщенного остаточной водой и нефтью. Капилляр 1, наполненный вытесняющей жидкостью до конца расширенной части, соединяется с трубкой 3 на шлифе 7. Пространство между торцом образца и пробкой капилляра сообщается с атмосферой при помощи отвода с пробкой 2. На капилляре 1 нанесены деления, по которым можно определить количество вошедшей в керн под действием капиллярных сил воды в различные моменты времени. При изучении процесса капиллярного вытеснения нефти трубка наполняется водой и после соединения шлифа 7 открываются пробка 2 и кран 6. Прибор слегка наклоняют, в этом случае жидкость достигает торца песчаника, после чего пробка 2 закрывается. Прибор вновь устанавливают в горизонтальное положение и проводят наблюдение за процессом капиллярного вытеснения нефти водой.
Аналогичные приборы созданы также для изучения процессов капиллярного вытеснения при высоких давлениях. Пористую среду, состоящую из капилляров различных диаметров с большим разнообразием геометрических форм, можно заменить идеальным грунтом со средним радиусом цилиндрических пор. Тогда зависимость длины смоченного слоя породы от времени только под действием капиллярных сил можно приближенно оценить по формуле 3. В. Волковой:
l2= . (V.I.7)
где l — длина смоченного слоя породы к моменту времени t; — поверхностное натяжение; — угол смачивания; r — средний радиус пор (Строго говоря, значение г при пропитывании зависит также от свойств жидкости, поэтому г в формуле (VI .7) можно лишь условно принять за средний радиус пор); — вязкость жидкости.
Уравнение (VI.7) действительно для пропитывания пористой среды жидкостью, при этом вязкость газа (воздуха) принята равной нулю.
В процессе вытеснения из породы менее смачивающей фазы лучше избирательно смачивающей жидкостью уравнение зависимости l от t при пропитывании в горизонтальном направлении имеет вид (VI.8)
где lо — общая длина пористой среды; — вязкость вытесняющей жидкости; 1 — вязкость вытесняемой жидкости.
Уравнение (VI.8), основанное на классических законах капиллярности, действительно только для единичных капилляров, так как не учитывает специфических особенностей строения и свойств пористых сред и многообразия явлений, происходящих в процессе их пропитывания.
Основные препятствия, затрудняющие использование уравнений 3. В. Волковой для расчета углов избирательного смачивания пористых сред по данным капиллярного пропитывания, состоят в образовании в поровом пространстве смесей жидкостей, что не учитывается уравнением (VI.8), а также в трудности определения радиуса r, характеризующего геометрию порового пространства образца и одновременно свойства жидкостей. Кроме того, уравнение (VI.8) не учитывает зависимость угла смачивания и поверхностного натяжения от скорости движения мениска. Однако это уравнение можно использовать для приближенной оценки смачиваемости гидрофильных пористых сред, если принять специальные меры, позволяющие избежать упомянутые препятствия. Например, влиянием на скорость впитывания воды в нефтенасыщенные образцы водонефтяных смесей, образующихся в пористой среде в зоне пропитки, можно пренебречь, если для расчетов смачиваемости использовать начальную скорость впитывания воды (в момент времени t=0), когда смеси еще не успели образоваться. Далее предположим, что радиусы r пор в начальный момент пропитки в меньшей степени зависят от свойств жидкости, и примем, что средний размер пор в образце породы зависит от проницаемости k и пористости m породы по известному соотношению (см. § 7, гл. I). (VI.9)
где — структурный коэффициент, характеризующий отличительные особенности строения порового пространства коллекторов (для зернистых коллекторов =0,5035/m1.1).
Для перехода к скоростям пропитки продифференцируем уравнение (VI.8) по времени (VI. 10)
При t=0 длина l смоченного слоя также стремится к нулю, и тогда с учетом уравнения (VI.9) получим
(VI.11)
где vt0 — начальная скорость впитывания воды в образец, определяемая по опытным данным по наклону касательной к кривой впитывания lf(t) в момент времени t = 0.
Как уже упоминалось, различные участки поверхности пористых сред обладают неодинаковой смачиваемостью. В условиях гетерогенной смачиваемости уравнение (VI.11) можно применять для расчета осредненных относительных углов смачивания по скоростям капиллярного пропитывания образца вытесняющей водой в начале процесса.
В лабораторной практике используют различные методы оценки смачиваемости пород пластовыми жидкостями — методы, основанные на способности поверхности гидрофильного керна адсорбировать лишь определенные красители (некоторые из них основаны на зависимости флотируемости минералов от смачиваемости поверхности породы).
Для оценки относительной смачиваемости пористых сред можно применять кривые «капиллярное давление — насыщенность». Известно, что с изменением смачивающих свойств жидкости эти кривые, снятые для одной и той же пористой среды, смещаются. Степень смещения кривых, кроме изменений поверхностного натяжения, определяют по значению cos в первом и втором опытах.