Смачиваемость позволяет с наибольшей простотой рассмотреть и оценить
характер взаимодействия воды, нефти, газа и породы (твердой фазы) как в период нефтегазонакопления, так и в период разработки
месторождения.
Гидрофильность или гидрофобность поверхности поровых каналов определяют знаки капиллярных давлений в контактирующих водной и углеводородной фазах, т. е. направленность действия капиллярной энергии. В связи с тем, что основным методом разработки нефтяных месторождений продолжает являться заводнение, вопрос о смачиваемости пород-коллекторов является весьма актуальным. Дело в том, что вода, попадая в гидрофильный коллектор и смачивая его поверхность, вытесняет нефть как из крупных, так и из мелких пор и трещин. В гидрофобном же коллекторе воде энергетически выгодно занимать наиболее крупные поры и трещины. Поэтому нагнетание воды в залежь, приуроченную к гидрофильному коллектору, приводит к «кинжальному» прорыву воды через наиболее крупные проводящие каналы, что приводит к катастрофически быстрому обводнению добывающих скважин и разрешению месторождения.
Экспериментально установлено, что при близких значениях пористости, проницаемости и нефтенасыщенности из гидрофильной породы водой можно вытеснить 45% нефти, а из гидрофобного - не более 5%. Кроме того, от характера смачиваемости зависит форма водонефтяного и газоводяного контактов, высота водонефтяной зоны, проницаемость, нефте- и водонасыщенность в поровом пространстве пласта, а следовательно, запасы нефти и газа. Существенное влияние смачиваемость оказывает на электрические свойства пласта, так как контролирует распределение в коллекторе пластовой воды и углеводородов, обладающих резко различной электропроводностью. В гидрофильной породе пластовая вода образует непрерывную пленку на всей поверхности емкостного пространства, снижая электрическое сопротивление породы. В гидрофобном же коллекторе пластовая вода может распределиться в виде изолированных глобул, окруженных нефтью, действующей как изолятор. В данном случае пластовая минерализованная вода не способна проводить ток вследствие прерывистости ее распространения.
В общем, смачиваемость определяют как тенденцию одного флюида прилипать к поверхности твердой фазы, т. е. к поверхности коллектора а присутствии других несмешивающихся флюидов, т, е. флюидов, имеющих между собой поверхность раздела, охарактеризованную тем или иным межфазным натяжением. Теоретически смачиваемость на границе воды и нефти (газа) определяется наступающим контактным углом смачивания. Для гидрофильных пород он не превышает 90° и обычно равен 30°, тогда как для гидрофобных составляет более 90°. В связи с особенностями смачиваемости горных пород, наличием их разностей, одинаково взаимодействующих с пластовой водой и нефтью, а также сложностью установления точного раздела между гидрофильными и гидрофобными кернами средствами существующих методик, в нефтегазовой геологии выделяют класс горных пород с промежуточной смачиваемостью. Таким образом, в нефтегазовой геологии к классу гидрофильных отнесенье породы с контактными углами, изменяющимися в диапазоне 0-75С. У пород с промежуточной смачиваемостью краевой угол составляет 75-105°. Контактный угол 105-180° принят в качестве признака гидрофобности породы. Однако следует отметить, что, равный 180°, он должен характеризовать породу абсолютно несмачиваемую. В реальных условиях вряд ли возможно полное отсутствие взаимодействия между соприкасающимися фазами. К тому же случаи, когда краевые углы на контактах различных фаз превышали бы 155°, неизвестны. Вместе с этим необходимо помнить, что в понятие «гидрофильность-гидрофобность» горной породы внесена доля условности. При этом под гидрофобной подразумевают горную породу, которая нефтью смачивается предпочтительнее, чем водой, но это вовсе не значит, что она ни в коей мере не предрасположена смачиваться водой, В то же время понятие «гидрофильность» не означает полного несмачивания ее нефтью.
Среди исследователей нет единого мнения относительно природы смачивающих свойств горных пород. Тем не менее, большинство из них сходятся в представлениях о том, что мера гидрофильности или гидрофобности горной породы зависит от ее минерального состава, качества поверхности зерен, электрического заряда, а также от свойств насыщающей ее жидкости или газовой фазы. Установлено, что в общем степень гидрофильности пород уменьшается от кварцевых песчаников к карбонатным породам. Среди геологов-нефтяников существует мнение, что песчаные и глинистые породы в подавляющем большинстве являются гидрофильными, а поверхности карбонатных пород в равной мере или чаще имеют гидрофобные свойства. По данным различных исследователей, в карбонатных породах доля гидрофобных разностей достигает 50-75 %. Однако, вопреки суммарному представлению геологов-нефтяников, в последние годы установлено, что и среди песчаных пород существенную долю (до 40 %) составляют гидрофобные разности. В данном случае важное значение имеет вопрос вторичности-первичности гидрофобных свойств поверхности емкостного пространства природных резервуаров.
Как известно, у большей части осадочных пород минералами, обусловливающими их свойства, являются кварц и минералы глин. Количественные соотношения этих составляющих определяют не только тип породы и ее физико-механические характеристики, но также физико-химические свойства. Кварц в обычных условиях представляет собой минерал с повышенной гидрофильностьо. и от его концентрации и породе зависит ее смачиваемость. В значительной мере именно поэтому среди песчаных пород орогенных формаций, где содержание кварца низкое или он отсутствует вовсе, первично гидрофобные разности встречаются чаще, чем на платформах.
Вторичная гидрофобность песчаных и карбонатных пород, представляющая известное явление, обусловлена разнообразными причинами, в том числе в значительной мере взаимодействием их с углеводородами при определенных пластовых условиях. Казалось бы, что вода, насыщающая емкостное пространство песчаных и карбонатных пород, будучи по отношению к ним в сравнении с нефтью первичной. занимает положение лучше смачивающей фазы, и нефть в поровом пространстве и трещинах отделена от поверхности породы пленкой связанной воды. На основе такого умозаключения в начальные этапы развития нефтегазовой геологии практически все породы, слагающие нефтегазоносные резервуары, относили к классу гидрофильных. Затем было установлено, что, несмотря на присутствие пленки связанной воды на поверхности емкостного пространства коллектора, в пределах нефтяных залежей характер поверхности может со временем изменяться вследствие адсорбции частично растворенных в воде нафтеновых кислот и других полярных компонентов, содержащих кислород, серу и азот, присутствующих в нефти и конденсате. Они могут диффундировать через пленку воды, вытесняя ее из активных центров адсорбции, и адсорбироваться на поверхности емкостного пространства. В результате адсорбции угол смачивания увеличивается, и поверхность пор или трещин начинает лучше смачиваться нефтью, чем водой.
Экспериментально установлено, что
углеводородный газ, пропущенный через гидрофильные песчаники, также гидрофобизирует поверхность емкостного пространства. В
связи с этим недопустимо при разработке газонефтяной залежи позволять нефти
перемещаться в пространство, которое было прежде занято газовой шапкой, иначе
значительная часть нефти будет безвозвратно потеряна, вследствие ее адсорбции
на поверхности пор и трещин. По данным американских исследователей, песчаные
породы, содержащие углистые включения, обладают низкой степенью гидрофильности или являются даже гидрофобными вследствие
диффузии органических соединений от частиц детрита ого угля и их адсорбции в
период диагенеза.
Кроме того, выделяют песчаные коллекторы со смешанной смачиваемостью, в которых поверхности мелких пор характеризуются гидрофильными, а поверхности крупных - гидрофобными свойствами. При этом считают, что нефть, заняв в первоначально гидрофильном коллекторе только крупные поры, со временем их гидрофобизирует, тогда как относительно мелкие поры, занятые пластовой водой, остаются гидрофильными. Однако присутствие нефти в коллекторе не всегда приводит к гидрофобизации его поверхности. Для гидрофобизации первично гидрофильных пород, кроме насыщенности их нефтью, необходимы дополнительные условия. Экспериментально установлено, что кварцевые песчаники с повышенной первичной гидрофилыюстыо при насыщении их нефтью и нагреве до температуры 11 С и выше, но не превышающей температуру отжига органических веществ, становятся гидрофобными. С результатами данного эксперимента согласуется то, что продуктивные кварцевые песчаники шеркалинской свиты уникального Талинского месторождения нефти, открытого а Западной Сибири, характеризуются не только гидрофильными, но в значительной мере гидрофобными или нейтральными по отношению к воде и нефти свойствами. Современные пластовые температуры в продуктивной части юры этого месторождения составляют от 80 до 140°С. Очевидно, что в геологическом прошлом, в частности, в период формирования нефтяных залежей пластовые температуры здесь имели еще большие значения.
В связи с присутствием в
продуктивной толще Талинского месторождения
гидрофобных разностей коллекторов поучительно рассмотреть историю его
разработки, которая осуществляется с применением внутриконтурного заводнения. Продуктивный горизонт шеркалинской
свиты юры Талинского месторождения представлен
песчано-гравийными породами с резко изменчивыми свойствами и составом.
Эффективная толщина достигает