Нефте-, газо-, водонасыщенность горных пород

При формировании нефтяных и газовых залежей происходит процесс вытеснения воды нефтью или газом. При этом часть воды всегда остается в самых тонких каналах, а иногда и в виде пленки на гидрофильных участках их поверхности. Следует сказать, что в нефтенасыщенных породах эта пленка не образует связанной системы и ее неоднородность и разорванность определяются активностью нефти на границах раздела фаз, а также минерализацией пластовой воды. С увеличением концентрации солей в воде увеличивается степень гидрофобизации поверхности породы вследствие десольватирующего действия ионов солей. В поровом пространстве нефтегазонасыщенных пород нефть, вода и газ присутствуют в различных объемах и имеют различное распределение, которое зависит от характера смачивания поверхности каналов фильтрации.

Гидрофобность коллекторов обусловлена, в основном, адсорбцией активных компонентов, содержащихся в нефтях. Например, исследования коллекторов Пермской области и Удмуртии показали, что смачиваемость поверхности тесно связана с содержанием в нефтях металлопорфириновых комплексов ванадия. Зависимость между интегральным показателем смачивания и количеством металлопорфириновых комплексов ванадия в нефтях описывается уравнением

,

где А - индекс Амотта-Гервея

С - концентрация металлопорфириновых комплексов ванадия, мг/100г.

Вопрос о природе гидрофобности коллекторов пока изучен недостаточно. Вместе с тем, от характера распределения пластовых жидкостей в поровом пространстве зависит ряд петрофизических величин (например, удельное электрическое сопротивление, коэффициент фазовой проницаемости, коэффициент нефтевытеснения).

Отношения V_н/V_пор, V_в/V_пор, выраженные в процентах или в долях единицы, обозначаются соответственно К_нн, К_вн, называются коэффициентами нефтенасыщенности и водонасыщенности и используются для оценки степени насыщения порового пространтства. Коэффициент нефтенасыщенности в природе может достигать 95%. При этом величина коэффициента остаточной водонасыщенности соответственно составляет всего 5%. Такие коллектора встречаются не часто и являются, как правило, преимущественно гидрофобными. Высокая нефтенасыщенность и повышенная гидрофобность поверхности присуща высокопроницаемым карбонатным коллекторам мелкокавернозно-порового типа. Обычно нефтенасыщенность продуктивных коллекторов составляет 50-70%. Предельно высокие значения коэффициента нефтенасыщенности характерны для верхних частей водоплавающих залежей в пластах большой мощности. Зоны предельного насыщения и недонасыщения разделяет водонефтяной контакт. Зона недонасыщения (переходная зона) может иметь толщину от долей метра до 30-40 м. Часть запасов нефти в этой зоне может иметь промышленное значение. Граница промышленной нефтенасыщенности в переходной зоне устанавливается по результатам исследования фазовых проницаемостей в виде некой критической нефтенасыщенности. Состояние свободной и связанной воды в переходной зоне определяется свойствами всех фаз системы и степенью нефтенаысщенности пород. Для оценки величины и строения переходной зоны используют геофизические и лабораторные методы исследований. В последнем случае изучают характер кривых капиллярного давления. При этом полагают, что под действием капиллярных сил вода в поровых каналах проникает до высоты, где капиллярное давление уравновешивается гидростатическим, то есть справедливо соотношение:

P_к=gh

Отсюда

Так как капиллярное давление есть функция водонасыщенности, тогда

Средняя водонасыщенность в переходной зоне однородного объекта определяется как:

В природе характер изменения водонасыщенности по высоте переходной зоны носит весьма сложный характер, определяющийся геологической неоднородностью пористой среды.

Количество остаточной воды в породах в значительной степени зависит от характера строения порового пространства. В практике подсчета запасов часто используют зависимости коэффициента остаточной водонасыщенности от пористости и проницаемости. Такие зависимости обычно имеют вид К_ов= АК^В и в случае, когда аргументом является коэффициент проницаемости, характеризуются достаточно высокими коэффициентами корреляции. Еще более тесной корреляционной связью характеризуются зависимости К_ов=f[(Кпр/Кп)^0,5].

По характеру связи воды с породой выделяют химически связанную, физически связанную и свободную воду. К категории химически связанной относится вода конституционная и кристаллизационная, к физически связанной - вода адсорбционная или гигроскопическая, образовавшаяся за счет действия адсорбционных сил на поверхности гидрофильных минералов, к свободной - вода, содержащаяся в капиллярах.

В связи с тем, что процессы нефтедобычи связаны с наличием в пористой среде остаточной водонасыщенности в виде адсорбционной и капиллярно удерживаемой воды, мы здесь не станем рассматривать химически связанную воду. В отношении этого типа воды важно знать, что она выделяется при температурах выше 110 ^оС и процесс сопровождается изменением кристаллической решетки минералов и химического состава породы.

В соответствии с современными представлениями о строении и структуре свободной и связанной воды ее молекула имеет тетраэдрическое строение с двумя положительными и двумя отрицательными полюсами. Такое строение обусловливает специфическую структуру жидкой воды, образованную относительно прочными водородными связями между ее молекулами (около 5-6 ккал/моль). Принимается, что жидкая вода имеет исходную решетку льда, размытую трансляционным движением ее молекул. Трансляционное движение молекул воды состоит из колебаний атомов около временных положений равновесия и скачкообразных перемещений их из одного положения равновесия в другое. Молекулы воды в среднем совершают около 1000 колебаний в секунду, а средняя частота активированных скачков молекул для чистой воды около 6 миллионов скачков в секунду. Наличие в воде сильно полярных молекул, направленных водородных связей, аномально высокое значение межмолекулярного эффекта, влияние которого определяется температурой, обусловливает многие особенности воды.