Неоднородность порового пространства (микронеоднородность)

 

Пористость реальных нефтяных пластов терригенного типа зависит от фракционного состава частиц, плотности их располо­жения и типа цемента. Чем разнообразнее фракционный состав зерен породы, тем больше может изменяться «живое» сечение и свойства поверхности поровых каналов, что и обусловливает микронеоднородность порового пространства. В породах выде­ляются капиллярные и субкапиллярные поры. К первым отно­сятся поры с размером больше 0,001 мм (>1 мкм), а ко вто­рым— поры с диаметром меньше 0,001 мм (< 1 мкм). Жидкость движется только по капиллярным порам, так как в субкапилляр­ных порах она остается в неподвижном состоянии вследствие взаимодействия молекулярных сил в твердой и жидкой фазах. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами и нет непрерывного канала из капиллярных пор, что часто наблюдается в карбонатных породах.

Размеры пор в терригенных коллекторах изменяются в очень широком диапазоне — от 0,1 мкм в аргиллитах и алевролитах до 500—1000 мкм в слабосцементированных кварцевых песчаниках. В пластах со средней проницаемостью (0,4—0,5 мкм²) средний размер пор составляет 10—20 мкм, а максимальный достигает 100—150 мкм. В слабопроницаемых коллекторах (0,01—0,02 мкм²) средний размер пор не превышает 1—2 мкм, а максимальный раз­мер составляет 20—25 мкм.

В карбонатных коллекторах размер пор может изменяться еще в более широком диапазоне — при том же самом минималь­ном размере пор (0,1 мкм) максимальный размер пор (пор выще­лачивания) может достигать размера каверн — 0,5—1,5 см или (0,5—1,5)*10⁴ мкм.

Известняк при больших среднем радиусе пор г и пористости т, чем у песчаника, обладает меньшей проницаемостью вследст­вие блокирования части крупных пор (рис. 1).

 

В мелкопористых карбонатных коллекторах обычно развита трещиноватость, возникшая вследствие движения земной коры. Трещины имеют различную протяженность — от 0,01—0,15 до 10—20 м, раскрытость — от нескольких микрометров до санти­метра, направленность — от бессистемных горизонтальных, наклон­ных до четко прослеживаемых по площади залежи вертикальных трещин и густоту — от 1 до 10 трещин на 1 м и более. Мелкие тре­щины имеют наибольшую густоту, которая приурочена к местам перегиба пластов, сводам структур и пр.

Очень важная характеристика коллекторов — удельная по­верхность пористой среды — отношение площади поверхности пор к объему или массе пористой среды. Для высокопористых, высо­копроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает 500—1000 см²/см³ породы, а для алевролитов, полимиктов и сла­бопроницаемых карбонатов достигает 10 000—30 000 см²/см³ (0,5—1,5 м²/г).

Удельная поверхность пористой среды связана с пористостью и проницаемостью следующим соотношением:

где Sy — удельная поверхность; т — коэффициент пористости; k — коэффициент проницаемости; G — эмпирический коэффи­циент, равный (7—10)*10³ для разных коллекторов.

Эта характеристика имеет большое значение для применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов, так как любые химические растворы, находясь длительное время в пластах, взаимодействуют с их поверхностью, вызывая про­цессы адсорбции химических реагентов, деструкции молекул, ионного обмена между растворами и поверхностью, растворения солей и др.

Одна из самых важных и принципиальных характеристик мик­роструктуры пористых сред нефтеносных пластов — смачиваемость их поверхности. От того, какой смачиваемостью характеризуется пористая среда, зависят специфика вытеснения нефти водой состояние и распределение остаточной нефтенасыщенности в пласте
и доминирующая цель воздействия на пласт, направленного на
снижение остаточнътх запасов нефти.

Все нефтегазоносные пласты образовались в водной среде (отложение и цементация осадков) и до формирования в них за­лежей были водоносными и, следовательно, гидрофильными, т. е. смачиваемыми водой. Формирование нефтегазовых залежей в во­доносных пластах в соответствии с действием гравитационных сил могло происходить только при нейтрализации капиллярных сил. Под действием активных компонентов в нефти (асфальтенов) происходили оттеснение воды с поверхности пор нефтью и час­тичная гидрофобизация этой поверхности. Поэтому считают, что нефтегазоносные пласты обладают смешанной (частично гидро­фильной и частично гидрофобной) или промежуточной смачи­ваемостью.

Мерой смачиваемости пористой среды служит контактный угол между плоскостью водонефтяного контакта в поре и твердой по­верхностью. Этот угол может изменяться от 0 до 180°. В гидро­фильных породах контактный угол меньше 90° при замере его в водной фазе. И чем меньше этот угол, тем гидрофильнее поверх­ность пор. В гидрофобных породах контактный угол больше 90°. В строго гидрофильных породах контактный угол стремится к нулю, а в гидрофобных — к 180°. При контактном угле около 90° поверхность породы одинаково смачивается водой и нефтью. Реальная смачиваемость нефтегазоносных пластов не под­дается прямому измерению, так как невозможно измерить кон­тактный угол между водой и нефтью в широком диапазоне изме­нения минералогического состава пород, шероховатости, гли­нистости поверхности пор и пр. Существуют лишь косвенные методы определения смачиваемости по пластинкам, моделирую­щим поверхность пор, или пропиткой кернов водой или нефтью и центрифугированием. Но можно совершенно однозначно считать практически все известные нефтеносные пласты предпочтительно гидрофильными, т. е. предпочтительно смачиваемыми водой. Ука­занием на это служит их достаточно высокая электропроводность, что используется при электрокаротаже.

Пористая среда, насыщенная на 80—95 % нефтью и только на 5—20 % водой, может быть токопроводящей при сплошном слое воды на поверхности пор. Еще одним свидетельством предпочти­тельной смачиваемости большинства известных нефтеносных пластов водой служат керны из них, всегда прочно покрытые глинистой коркой (при бурении на водных глинистых растворах). К образцам пород из гидрофобных пластов глинистый раствор не пристает, глинистая корка сама отпадает. Гидрофобные пласты, полностью или предпочтительно смачиваемые нефтью, в практике разработки нефтяных месторождений встречаются очень редко. К. таким пластам относятся битуминозно-глинистые отложения баженовской свиты на Салымском месторождении в Западной Сибири, отдельные углистые пропластки в гидрофильных песча­ных пластах (пласт Б₂ Зольненского месторождения) и др. Кар­бонатные коллекторы гидрофобизованы в большей степени, чем песчаные. Микронеоднородность пористой среды (изменчивость размеров пор и смачиваемость) — основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими аген­тами.