Блокуюча дія води

Крім нафти та газу, у порах гірських порід знаходиться вода, яка може бути у вигляді:

1) капілярної, що утримується в порах капілярними силами;

2) адсорбційної, що утримується молекулярними силами на поверхні скелету гірських порід;

3) плівкової, що покриває гідрофільні ділянки гірських порід;

4) вільної.

Всі типи вод утворюються при формуванні покладу і найбільшу перепону рухові нафти і газу чинить капілярна і адсорбційна води, які називають залишковими. Залишкова вода нерухома і не видобувається зі свердловини навіть при великих перепадах тисків. Вміст такої води може досягати 10-30% від сумарного об’єму порового простору.

Рух води нафти та газу в породах-колекторах визначається як гідродинамічними так і молекулярно поверхневими силами, а також відповідним вмістом компонентів. До потрапляння фільтрату промивальної рідини в нафтонасичену зону продуктивного пласта, в ньому існує чітка рівновага між системою ”нафта-вода-порода”, яка забезпечує певну проникність для нафти. Фільтрат збільшує водонасиченість пласта, що призводить до зниження проникності не тільки для нафти, але й для двофазової системи ”вода-нафта”. Якщо породи мають гідрофільну поверхню, то вода спочатку витісняється з крупніших пор, після чого умови її витіснення з менших пор погіршуються. В результаті створюється можливість блокування (закупорювання) частини порового простору водою, що призводить до зниження проникності для нафти і зменшення дебіту свердловини.

Крім цього, при потраплянні води в пори колекторів виникають капілярні тиски, які обумовлені утворенням менісків на межі нафта-вода. Напрям дії капілярного тиску визначається положенням ввігнутої сторони меніска. Якщо поверхня порового простору гідрофільна, то капілярний тиск буде направлений від стінки свердловини в глибину пласта. Тому при розкритті пласта, цей тиск буде сприяти проникненню води в пласт, а при освоєнні буде чинити додатковий опір витісненню води з пласта.

Якщо вода проникла в пласт, то при зворотному русі якась частина її залишиться на поверхні пор у вигляді пристінних шарів. Товщина таких шарів знаходиться в межах 0,1-0,87 мкм і відділити її від поверхні гірської породи надзвичайно важко. За даними Б.В. Дерягіна модуль зсуву плівки води товщиною 0,09 мкм дорівнює 20 МПа. Таке явище призводить до збільшення залишкової водонасиченості зі зменшенням не тільки фазової, але й абсолютної проникності порід колекторів. На величину залишкової водонасиченості впливає характеристика поверхні пор. Зі збільшенням змочуваності поверхні пор нафтою залишкова водонасиченість зменшується. Змочуваність карбонатів нафтою висока, тому зі збільшенням карбонатності порід залишкова водонасиченість зменшується. Зі зменшенням проникності порід і збільшенням їх глинистості залишкова водонасиченість збільшується.

Отже, процес витіснення нафти водою при первинному розкритті, та води нафтою під час освоєння та експлуатації визначається фізико-хімічними властивостями нафти та фільтрату промивальної рідини, властивостями пластової води, структурою порового простору, гранулометричним складом порід та властивостями мінералів.

У будь-якому випадку потрапляння води в пори порід-колекторів призводить до деякого незворотного зменшення проникності і застосування ПАР може дещо знизити цей негативний ефект, але не виключає його повністю. Тому, застосування промивальних рідин на водній основі для розкриття продуктивних пластів є не бажаним.