Варианты моделей залежей нефти и газа, находящихся под контролем капиллярных барьеров

Таким образом, априорные  суждения о гидрофильности пород-коллекторов при составлении проектов разработки нефтяных месторождений недопустимы. Необходимо не по шаблону, а избирательно подходить к применению метода заводнения. Для оценки эффективности заводнения необходимы исследования смачивающих свойств пород-коллекторов на всех нефтяных месторождениях. Иначе благие порывы повышения нефтеотдачи нефтеносных пластов превращаются в свою противоположность.

1.2  Капиллярное давление

Обычно явление капиллярного давления в системе  «нефть- вода»объясняют путем рассмотрения работы, совершаемой при попадании капли нефти в воду, и приобретения ею сферической формы. В данном случае работа (), проделанная межфазным натяжением () проявляется в изменении площади поверхности капли () :

                                                                                             (1)                       

Известно, что в случае, когда  нефть или газ соприкасаются  в поровой среде с водой, на контакте воды и нефти (газа) вследствие межфазного натяжения  () возникает разность давлений, представляющая капиллярное давление (). Если порода гидрофильна, то капиллярное давление будет положительным, т. е. давление внутри нефти превосходит давление внутри воды на величину (), причем поверхность контакта вогнута в сторону водной фазы. Если коллектор гидрофобный, то капиллярное давление отрицательное, т. е. давление внутри нефти меньше такового внутри воды на величину , и поверхность контакта вогнута в сторону  углеводородной фазы. Как в том, так и в другом случае элементы воды, нефти и газа стремятся к положению и форме, при которых их поверхность и капиллярная энергия достигнут минимально возможного значения. Согласно фундаментальному уравнению Юнга-Лапласа, капиллярное давление при внедрении в поровую среду двух несмешивающихся фаз пропорционально произведению кривизны межфазной поверхности ()  и поверхностного натяжения  ():

                                                              (2)                                 

Поэтому в гидрофильном коллекторе нефти  энергетически выгодно занимать относительно крупные поры и трещины, а воде мелкие. Обратная картина  в распределении воды и нефти (газа) наблюдается в гидрофобном  коллекторе. Следует отметить, что  значение кривизны межфазной поверхности  находится в обратной зависимости  от радиуса порового канала.

Поэтому в гидрофильном коллекторе вода в первую очередь стремится  вытеснить нефть  из сравнительно мелких пор, что может привести к  формированию языков обводнения вокруг крупнопоровых разностей коллекторов.

3. Взаимодействие сил в процессе нефтегазонакопления в гидрофильных и гидрофобных породах-коллекторах

Проблема миграции и аккумуляции  углеводородов в осадочных толщах нефтегазоносных бассейнов –  один из наиболее сложных разделов геологии нефти и газа, имеющих важнейшее как теоретическое, так и прикладное значение.  Однако она по-прежнему остается окончательно не решенной и на многие ее вопросы нет удовлетворительных ответов. Отчасти это обусловлено тем, что при попытках их решения авторы, как правило, не выходят за пределы антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления, не способной в полном объеме осветить процесс распределения воды, нефти и газа в природных нефтегазоносных резервуарах. Как известно, антиклинально-гравитационная концепция не учитывает молекулярное, электрокинетическое и электростатистическое взаимодействие между контактирующими поверхностями при движении жидкостей и газов в поровой среде, т.е. прежде всего она не учитывает действие капиллярных сил.

Поскольку природные нефтегазоносные  резервуары представляют собой поровые  многофазные системы с бесконечным  количеством поверхностных сочетаний, существенное воздействие на распределение  в их емкостном пространстве воды, нефти и газа должны оказывать  различные капиллярные процессы. Действие капиллярных сил в условиях природных нефтегазоносных резервуаров  повсеместно и по отношению к  пластовой воде, нефти и газу непосредственно. Капиллярные давления, возникающие  в поровой среде на контактах  воды, нефти и газа представляют основную силу сопротивления как при миграции углеводородов, так и при вытеснении нефти из продуктивного пласта.

Все осадочные породы, образующие нефтегазоносные бассейны при насыщении  их несмачивающимися флюидами могут быть охарактеризованы непрерывным рядом капиллярных давлений. Минимальные по модулю значения капиллярных давлений присущие высокопроницаемым сверхкапиллярным породам-коллекторам, максимальные – глинам.

Глинистые породы-покрышки способствуют аккумуляции углеводородов  и обеспечивают их сохранность в  залежи также благодаря действию капиллярных сил. Однако капиллярные  давления в глинистых экранах  очень велики и могут достигать 10 МПа и более, т.е. они практически  на порядок – два превышают  капиллярные давления в песчаных породах – коллекторах. Такое  резкое различие капиллярных давлений обусловлено резким различием состава  и структуры глинистых и песчаных пород. Это позволяет у залежей  нефти и газа традиционного типа выделять коллекторы и покрышки достаточно просто по внешним качественным признакам.

В связи с вездесущей неоднородностью  пород-коллекторов нефть и газ  в процессе миграции по направлению  к сводам антиклинальных структур в  водонасыщенном поровом пространстве встречают на своем пути множество капиллярных барьеров препятствующих миграции возникающих на стыках разнопоровых фаций. Если пласт-коллектор сложен гидрофильными породами, то капиллярный барьер возникает в случае, когда вверх по восстанию пласта относительно крупнопоровые породы замещаются сравнительно мелкопоровыми. При этом барьерная фация содержат свободную, гравитационную воду. Так как капиллярные давления имеют конечное значение, то и аккумулирующие способности капиллярного экрана также ограничены. В случае достижения углеводородным скоплением, экранированным капиллярным барьером высоты, при которой его избыточное давление превзойдет капиллярное давление в экране, начинается утечка углеводородов через барьерную фацию как через предохранительный клапан. За счет этих избыточных объемов нефти или газа при благоприятных коллекторских свойствах пород, слагающих сводовую часть антиклинальной структуры может образоваться обычная залежь антиклинального типа.

Как известно, капиллярное  давление есть функция двух переменных: радиуса кривизны межфазной поверхности  и межфазного натяжения. Следовательно, капиллярный барьер для нефти  и газа может возникнуть по двум причинам: во-первых, за счет изменения  по латерали радиуса пор в породах слагающих нефтегазоносный резервуар и, во-вторых, вследствие увеличения межфазного натяжения на контакте пластовой воды и углеводородов, что, в частности может произойти при снижении со временем пластовой температуры. Таким образом, можно соответственно выделить капиллярные барьеры первого и второго рода.

1.4 Аккумуляция залежей углеводородов капиллярными барьерами первого рода

Главное условие для улавливания  углеводородов капиллярными барьерами  первого рода, т.е. возникшими вследствие изменения по латерали в пласте-коллекторе радиуса пор, - неоднородность пласта и ступенчатая изменчивость по его простиранию размеров поровых каналов и межпоровых сужений. Это условие соблюдается во всех нефтегазоносных провинциях и районах, что служит гарантией присутствия капиллярных барьеров первого рода в каждом из них. Хорошо известно, что однородность породы сохраняется лишь на узколокальных участках как выклинивающихся пластах, так и имеющих региональное распространение.

Капиллярные барьеры возникают  как на стыках разнопородных фаций, образующих проницаемый пласт, так и на участках контрастной изменчивости фильтрационных свойств пород, обусловленной вторичными процессами.

В гидрофильной породе капиллярное  давление, будучи положительным, стремиться не допустить перемещения углеводородов из крупнопоровых пород, где для нефти и газа создаются наиболее выгодные энергетические условия, в мелкопоровые. Для проникновения углеводородов через капиллярный барьер силы, определяющие миграцию углеводородов должны превзойти давление смещения. Удерживающая способность барьерной фации может быть выражена количественно через высоту углеводородного скопления на основании данных, обычно получаемых при поисках, разведке и разработке залежей нефти и газа. 

На основе данных о капиллярных  давлениях в гидрофильном коллекторе можно определить максимально возможную  высоту залежи нефти и газа, которую  способна удерживать экранирующая порода:

                                                         (3)   

где – капиллярное давление в экране, МПа;

  – капиллярное давление в коллекторе, МПа;

  – плотность воды в пластовых условиях, кг\м³;

– плотность углеводородов  в пластовых условиях, кг\м³;

      g – ускорение свободного падения, м\с².

Как следует из приведенной формулы, для стационарных условий порода покрышки или латерального экрана сохраняет непроницаемость для нефти и газа до тех пор, пока избыточное давление в залежи не превзойдет капиллярное давление смещения в экране, что может случиться вследствие поступления в ловушку новых объемов нефти или газа.

В выклинивающихся сериях пластов наличие капиллярных  барьеров приводит к тому, что углеводороды, мигрирующие вверх по моноклинальному  склону, в гидрофильном коллекторе практически никогда не способны достичь зоны полного выклинивания пласта-коллектора. При этом углеводороды могут сконцентрироваться на участках, находящихся на значительном удалении от главной части пласта и экранироваться по латерали водоносными породами со средней и низкой проницаемостью. Противодействует поступлению нефти и газа в головную часть гидрофильного пласта также существующий там «гидравлический буфер», обусловленный тем, что в зоне выклинивания отсутствует возможность дренирования.

Следовательно, при поисках  и разведке залежей нефти и  газа в гидрофильных коллекторах  и особенно в платформенных нефтегазоносных бассейнах необходимо учитывать возможность капиллярно-гидравлической непроходимости углеводородов, предотвращающей их доступ непосредственно в головные участки пластов. В платформенных условиях протяженность водоносных зон, отделяющих залежи от участков полного выклинивания может достигать нескольких километров.

В гидрофобной (олеофильной) поровой среде, где капиллярное давление на контакте воды и углеводородов отрицательное, нефти и газу энергетически выгоднее занимать относительно мелкие поры. Следовательно при наличии в природном нефтегазоносном резервуаре гидрофобных пористых тел с относительно пониженными фильтрационно-емкостными свойствами значительная часть углеводородов резервуара может быть захвачена этими телами путем механизма самопроизвольной пропитки. Сформировавшиеся таким образом углеводородные скопления удерживаются за счет взаимодействия поверхностных сил. Причем чем больше по модулю капиллярное давление, тем больше мера нефтегазонасыщенности коллектора, но тем ниже промысловые характеристики залежи. Возникающие в этом случае капиллярно-гравитационное равновесие двухфазной системы предопределяет форму контактов залежей углеводородов, которые могут быть весьма необычными. При этом форма залежи может полностью соответствовать форме тела, состоящего из тонкопоровых преимущественно гидрофобных пород, которое может быть окружено со всех сторон крупнопоровыми водоносными породами с высокой проницаемостью. В частности, к описанному типу относятся такие гигантские газовые месторождения как Дип-Бэзин (Канада), Сан-Хуан (США) и др.[2].

1.5 Стабилизация углеводородных скоплений капиллярными барьерами второго рода

Если капиллярные барьеры  первого рода присутствуют практически  в каждом нефтегазоносном районе и в каждом пласте-коллекторе, то капиллярные барьеры второго  рода возникают на контакте пластовых  вод и углеводородов преимущественно  в тех областях, где нефтегазоносные  резервуары после формирования в  них залежей нефти и газа испытали существенное снижение пластовых температур. Вряд ли можно представить природный нефтегазоносный резервуар, который со времени своего образования не подвергался бы воздействию различных геологических процессов, приводящих к изменению его строения, физического и физико-химического состояния.

Образование капиллярных  барьеров второго рода обусловлено  тем, что межфазное натяжение  в системе «вода-углеводороды» является чувствительной функцией температуры и увеличивается при ее снижении, вызывая тем самым повышение капиллярного давления на ВНК и ГВК. Так, при снижении температуры с 95⁰С до 27⁰С на границе воды и нефти в грубом приближении межфазное натяжение возрастает с 2.8^.10^-2 до 3.5^.10^-2 Н/м. [4].

При аналогичном изменении  температуры в системе «газ-вода»  значение межфазного натяжения практически  удваивается, что влечет за собой  соответствующее увеличение капиллярного давления на газо-водяном контакте. Следствием снижения пластовой температуры  и связанного с этим повышения  капиллярного давления может явиться  ситуация, предотвращающая проникновение  нефти и газа через породы, которые  в прежних геотермических условиях характеризовались удовлетворительной для углеводородов проницаемостью. Происходящие после снижения пластовых температур тектонические деформации нефтегазоносных резервуаров и локальных ловушек уже не могут вызвать перетоки нефти и газа во вновь образовавшиеся антиклинальные и другие ловушки согласно принципу сообщающихся сосудов, поскольку залежи углеводородов стабилизированы на участках, которые они занимали до снижения пластовых температур и, в частности, в расформированных антиклинальных палеоловушках.