СМАЧИВАЕМОСТЬ ПОВЕРХНОСТИ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ. ГИДРОФИЛЬНЫЕ И ГИДРОФОБНЫЕ ПОВЕРХНОСТИ

Ранее предполагалось, что поверхность твердой фазы пол­ностью гидрофильна, т.е. избирательно смачивается водой. В этом случае пленка воды равномерно покрывает поверхность,, все активные центры поверхности заняты молекулами воды или гидратированными катионами. 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 0 на границе во­ды и другой подвижной фазы в капилляре (воздух, газ, нефть). При θ = 0 поверхность считается полностью гидрофильной; при 0<θ<90° поверхность преимущественно гидрофильна; при 90°<θ< 180° — преимущественно гидрофобна; при θ=180 ­полностью гидрофобна. Причины частичной или полной гидро­фобности поверхности могут быть различными: специфические свойства вещества твердой фазы, состав и физические свойства пластовой воды, нефти и газа.

Преимущественно гидрофобны твердые битумы и ископае­мые угли. Глины и агрегаты глинистых минералов в породах-коллекторах (глинистый цемент), как правило, гидрофильны,, если не считать глинистых нефтематеринских отложений (на­пример, породы баженовской свиты на территории Западной, Сибири). Зерна кварца и полевых шпатов-в песчаниках и алев- ролитах, кальцита и доломита в карбонатных коллекторах име­ют различную избирательную смачиваемость в зависимости от свойств пластовых флюидов. В нефтеносном коллекторе гидро­фобизация поверхности происходит при наличии полярных молекул поверхностно-активных углеводородов — нефтеновых кислот, асфальтенов и т.д., которые в пределах отдельных уча­стков поверхности прорывают пленку воды и занимают актив­ные центры поверхности. В известняках возможна кроме обыч­ной адсорбции молекул углеводородов их хемосорбция, сопро­вождаемая образованием на поверхности пор новых соединений, например нафтенатов кальция. Вероятность прорыва водной пленки и частичной гидрофоби-зации коллектора возрастает с повышением минерализации пластовой воды и содержания в ней ионов Са²+ и Mg²⁺. С ро­стом содержания ПАВ в пластовой нефти, минерализации воды и концентрации в ней Са, Mg при прочих равных условиях уменьшается значение σна границе нефть — вода, что можно использовать как средство прогноза вероятности гидрофобиза­ции коллектора нефти [29]. В карбонатных коллекторах усло­вия для гидрофобизации нефтеносного коллектора более бла­гоприятны, чем в терригенных. Для терригенных коллекторов вероятность гидрофобизации возрастает также с появлением карбонатного цемента. Частичная гидрофобизация газоносного коллектора возмож­на благодаря его частичному «высушиванию», причем вероят­ность гидрофобизации возрастает с уменьшением глинистости и улучшением коллекторских свойств. Возможность гидрофо­бизации терригенных и карбонатных коллекторов нефте- и газонасыщенных возрастает с появлением в породе битумов и ча­стиц угля. Гидрофобизация породы-коллектора оказывает существен­ное влияние на величину подсчетных параметров и эффектив­ность разработки месторождения, поэтому необходимы учет степени гидрофобизации и количественная ее оценка. Рассмотрим различные способы количественного определе­ния степени гидрофобности породы. В основе этих способов лежит сравнение результатов эксперимента, выполненного по одной и той же программе на «сыром» образце, извлеченном из скважины, с предполагаемой частичной гидрофобностью его, и на том же образце, прошедшем экстракцию — обработку орга­ническими растворителями, в результате которой частично гид­рофобный образец становится полностью гидрофильным, а гид­рофильный сохраняет избирательную смачиваемость. Качествен­ный признак частичной гидрофобности «сырого» образца — из­менение результатов эксперимента после экстракции.

Среди многочисленных способов определения фильности поверхности твердой фазы рассмотрим следующие.

П. А. Ребиндер предложил в качестве количественной меры смачиваемости (фильности) изучаемого объекта водой коэффи­циент

где Q_см.в — теплота смачивания 1 г изучаемого вещества водой;. Q_см.н — теплота смачивания того же вещества неполярной жид­костью, например бензолом.

Для преимущественно гидрофильных объектов β>1, для гидрофобных β<1. Для наиболее гидрофильных представителей осадочных пород — глин — ^ достигает значений 2—3. Величи­на Q_см.в для глин составляет 8,4—84 Дж/г, для глинистого цемента пород-коллекторов 4,2—21 Дж/г, для скелетных зерен пород-коллекторов значительно меньше 16,8 Дж/г. Сравнение значений β, полученных на одном и том же образце до (β₁) и после (β₂) его экстракции позволяет оценить количественно-степень гидрофобизации «сырого» образца отношением

Если «сырой» образец полностью гидрофилен, β₁= β₂ и α=0. Способ П. А. Ребиндера, имеющий четкую физическую основу, не получил, однако, широкого применения в практике лабора­торий петрофизических и физики пласта ввиду низких значе­ний Q_см.в в породах-коллекторах, имеющих небольшую поверх­ность адсорбции S_П, и вследствие этого — недостаточной надеж­ности оценки степени гидрофобности объекта.

Коэффициент смачиваемости β можно определить как отно­шение времен спин-решеточной релаксации τ_iв методе ядерно-магнитного резонанса, установленных на кусочках одного и того же образца, насыщенных водой τ_iв и бензолом τ_iб

В качестве показателя смачиваемости используют также от­ношение времен спин-решеточной τ₁ и спин-спиновой τ₂ релак­саций [29].

Изменение степени смачиваемости образца водой после экст­ракции устанавливают, сравнивая изотермы адсорбции паров воды, полученные до и после экстракции образца. В качестве количественной меры можно использовать коэффициент гигро­скопичности k_в.г при p/p_s = 0,55, установленный на образце до. (k_в.г1) и после (k_в.г2) экстракции. Величина

Отношение AS/S можно оценить, сравнивая результаты оп­ределения емкости обмена по метиленовому голубому на образ­це до и после экстракции.

Все рассмотренные способы основаны на изменении вели­чины поверхности, смачиваемой водой, частично гидрофобного образца в результате его гидрофилизации в процессе отмывки.

Для оптимизации разработки нефтяной или газовой залежи наибольший интерес представляют динамические методы оценки степени гидрофобности коллектора. В ка­честве примера одного из таких методов рассмотрим метод Амотта и Тульбовича. Сущность метода заключается в капил­лярном вытеснении воды из полностью водонасыщенного образ­ца углеводородной жидкостью с последующим вытеснением из образца углеводородной жидкости водой. В ходе эксперимента выполняют ряд взвешиваний, на основе результатов которых рассчитывают параметры, характеризующие избирательную смачиваемость породы водой и неполярной жидкостью. Капил­лярное вытеснение производится центрифугированием.

Высушенный и насыщенный дистиллированной водой обра­зец погружают на 20 мин в керосин, после чего центрифугируют в керосине в течение 20 мин при частоте вращения 3500 мин^-1. Затем образец помещают на 20 ч в дистиллированную воду, после чего центрифугируют его в дистиллированной воде. Про­должительность центрифугирования и пребывания образца в керосине и воде без центрифугирования изменяют с учетом коллекторских сзойств образца. В ходе эксперимента опреде­ляют массы: образца, насыщенного водой, в воде —mr, образ­ца в воде после пребывания в керосине до центрифугирова­ния— т₂; образца после центрифугирования в керосине — m₃; образца в воде после пребывания в воде — т₄; образца в воде после центрифугирования в воде — т₅; сухого образца в воздухе — m₆; насыщенного водой образца в воздухе — т₇. На основе полученных значений массы образца при различных условиях вычисляют значение М — показателя гидрофильности: Параметр М характеризует отношение объема керосина, вытесненного при капиллярной пропитке образца водой до цент­рифугирования, ко всему объему вытесненного керосина после центрифугирования. Для полностью гидрофильного образца М=\, для полностью гидрофобного M = Q. Параметр Р харак­теризует отношение объема воды, вытесненной при центрифуги­ровании в керосине, к объему керосина, вытесненного при цент­рифугировании в воде. Для полностью гидрофобной породы Р=1, для полностью гидрофильной Р = 0.

Данные эксперимента позволяют рассчитать также коэффи­циент остаточного водонасыщения k_B.₀ в образце после вытесне­ния воды керосином при капиллярной пропитке и центрифуги­ровании:

где δ_в, δ_к — плотность воды и керосина.

Коэффициент остаточного керосинонасыщения k_к.₀=1—k_a__a после вытеснения керосина водой в процессе капиллярной про­питки и центрифугирования.

В изложенном методе вначале моделируется заполнение кол­лектора нефтью при формировании нефтяной залежи, а затем — процесс вытеснения нефти водой, происходящий при разработке нефтяных месторождений с применением законтурного завод­нения. Керосин, используемый в качестве нефти, может быть заменен моделью нефти или нефтью из данного геологического объекта, что приблизит условия эксперимента к реальным усло­виям формирования залежи и ее разработки. Предложенные параметры М и Р позволяют количественно охарактеризовать степень гидрофобности породы и влияние ее на формирование залежи, что необходимо при подсчете запасов и на степень вы­работки продуктивного коллектора, что важно при анализе раз­работки.