9.1. Сили, які утримують нафту в пласті

Поверхневий натяг. Відомо, що на поверхні межі рідин міжмоле­кулярні сили утворюють плівку товщиною, яка дорівнює радіусу сфери дії молекулярних сил частин. Силу натягу цієї плівки і називають поверхневим натягом.

Поверхневий натяг нафти залежить:

• від кількості поверхнево-активних речовин (ПАР), що містяться у нафті (смол, нафтенових кислот тощо); за малого вмісту ПАР нафта на ме­ жі з водою має максимальний поверхневий натяг, а за більшого вмісту — поверхневий натяг незначний;

• від властивостей поверхні породи, яка межує з нафтою;

• від властивостей граничної маси і складу нафти; на межі нафти з по­ вітрям зі збільшенням граничної маси нафти поверхневий натяг нафти збільшується, а на межі з водою — зменшується (табл. 9.1);

• від тиску і температури.

Поверхневий натяг нафти на межі з пластовою водою з підвищенням тиску збільшується, а з підвищенням температури зменшується і залежить

не лише від перелічених факторів, а й від сольового складу води, мінера­лізації та вмісту ПАР, у тім числі нафтенових кислот.

Змочування. У колекторі разом з нафтою завжди є деяка кількість води, яка повністю насичує пори, до того як у пласт мігрувала нафта. Залежно від властивостей породи вода із стиканням з нею може її змочувати або не змочувати, тобто відбувається явище так званого вибіркового змочування.

Породу, поверхня якої змочується водою, називають гідрофільною, а якщо не змочується, то гідрофобною (олеофільною). На рис. 9.1, я показано поверхню твердого тіла, змочену рідиною, на рис. 9.1, б — не змочену.

Величину змочування можна визначати за формою краплі рідини, на­несеної на поверхню твердого тіла, а ступінь змочування — за крайовим кутом змочування. Для нерухомої краплі характерно те, що крайовий кут змочування по периметру краплі є сталим. Крайовий кут краплі, нанесеної на горизонтальну поверхню твердого тіла, в усіх точках периметра однако­вий і має назву статичного кута змочування (0). Якщо поверхня твердого тіла буде похилою, то при деякому куті нахилу крапля ковзатиме по повер­хні (рис. 9.2). Кут 8_Н називають кутом наступу, а кут 6₀ — кутом відступу. Кут наступу завжди більший за статичний кут Є, а статичний кут завжди більший за кут відступу 9₀, тобто 9_Н > 6 > 6₀. Зміна значення крайових кутів змочування в процесі ковзання краплі має назву молекулярного, або кінетич­ного, гістерезису змочування.

У нафтовому пласті явище змочування є складнішим, ніж описане вище, тому що присутність у пласті одночасно нафти і води приводить до виникнення міжфазових натягів. На рис. 9.3 показано схему міжфазового

натягу. Чим менший кут 8 і чим ближчий він до нульового значення, тим інтенсивніше нафта витіснятиметься водою. У пластових умовах ця схема ускладнюється явищем, яке називають капілярним гістерезісом, тому що пласт завжди містить деяку кількість води і порода може мати облямівку води.

Під час переміщення краплі нафти над породою, попередньо змоче­ною нафтою, кут наступу буде майже завжди більшим, ніж у разі перемі­щення над породою, змоченою водою. Якщо кути наступу і відступу менші за 90°, то вода ліпше змочуватиме породу і витіснятиме нафту (рис. 9.4, а); якщо кут наступу більший, а кут відступу менший за 90°, то вода не руха­тиметься під дією капілярних сил (рис. 9.4, б). Якщо обидва кути більші 90°, то нафта ліпше змочуватиме породу і витіснятиме воду (рис. 9.4, в).

Явище капілярного гістерезису і збільшення кутів наступу (понад 90°) пояснюється гідрофобізацією порід нафтою. Переважна більшість породо­творних мінералів є гідрофільними, хоча наявність у нафті деяких компоне­нтів може зумовити їх адсорбцію на поверхні порід, унаслідок чого породи стають гідрофобними або гідрофільними. Через наявність у нафті речовин з гетерополярними молекулами (гідрофільними та олеофільними) породу ото­чують молекули, зовнішня частина яких надає породі олеофільної властивості.

Молекулярне притягання і капілярне підіймання нафти. Підіймання ріди­ни по капіляру під дією молекулярного притягання між стінками капіляра та рідиною відбувається доти, доки поверхневий натяг може утримувати стовпчик рідини. Явища капілярного підіймання вивчені для води і нафти, але недостатньо для випадку підіймання нафти по капіляру, заповненому водою, і навпаки. За О.М. Снарським, висоту капілярного підіймання наф­ти можна визначити за емпіричною формулою Е. Дифрові:

У цю формулу не входять в'язкість нафти, температура, елементарний склад нафти і пластовий тиск, хоча вони певною мірою впливають на ве­личину капілярного підіймання нафти та враховані за значеннями гранич­ного кута і поверхневого натягу. Для розрахунків підіймання нафти по капіляру, заповненому водою, або по капіляру, стінки якого змочені во­дою, ця формула має умовне значення навіть для лабораторних досліджень. Згідно з досвідом, у пластових умовах нафта частково заповнює капіляри. Маємо прийняти це як факт, тому що нас у цьому випадку цікавлять не явища, що обумовили ту або іншу висоту підіймання нафти по капілярах, а те, що нафта утримується в пласті в капілярах.

Явище налипання нафти. Воно спостерігається, якщо породи гідрофоб­ні, але іноді — і якщо породи гідрофільні, тому що деякі нафти здатні зробити поверхню порід гідрофобною. Частина нафти, крім налипання, може утримуватися на поверхні породи також адсорбцією і силою хіміч­ної взаємодії (хімічною сорбцією). Може відбуватися спільний процес (сорбція). Адсорбція проходить ліпше в умовах низьких температур. За підвищених температур збільшується рухливість молекул, які чинять опір орієнтації гетерополярних молекул. Іноді збільшення температури сприяє підвищенню активності молекул, це зумовлює збільшення адсорбції. Вла­стивість мінералів утримувати нафту, переборюючи капілярні сили, при­водить до того, що в пласті залишається значна кількість нафти під час його експлуатації.

Явище налипання нафти до породи спричинено передусім адсорбцією і проникненням молекул у мікропори породи. При цьому нафта під дією сил молекулярного притягання здатна утримувати на поверхні шар, який за величиною дорівнює радіусу молекулярного притягання. Зі збільшенням молекулярної маси нафта налипає сильніше, це пов'язано із меншою рух­ливістю молекул під час її стікання, а збільшення налипання з підвищен­ням температури — з глибшим проникненням нафти в мікропори зразка. Згідно з розрахунками, що ґрунтуються на лабораторному вивченні явища налипання, за товщини облямівки нафти 1 мкм і середнього діаметра зерен піску 0,1 мм в 1 м³ піску пористістю ЗО % і початковою нафтонасиченістю 80 %, об'єм нафтової облямівки становить 19 %. У пластових умовах поро­да навряд міститиме стільки налиплої нафти, оскільки до насичення пласта нафтою в ньому знаходилася вода.

Інші сили, які чинять опір руху нафти в пласті. Нафта, просуваючись по нафтовому пласту до вибою експлуатаційної свердловини, втрачає частину пластової енергії на подолання опору тертя об стінки порових каналів і внутрішнього опору власної в'язкості. Під час руху до вибою нафти і газу, нафти і води, нафти, газу і води виникає міжфазне тертя, спричинене різ­ними фізичними властивостями окремих компонентів, що беруть участь у русі, і швидкістю руху останніх.

Виділення з нафти газу в результаті падіння пластового тиску нижче за тиск насичення супроводжується додатковою втратою пластової енер­гії, яка витрачається на деформацію бульбашок газу. Опір, що виникає під час руху негазованої рідини, можна зарахувати до групи гідравлічних опорів.

Результати досліджень показали, що швидкість руху негазованої нафти у пласті невелика, а потік буде ламінарним навіть поблизу вибою свердло­вини. Лише за досить великого дебіту в безпосередній близькості до стінки свердловини потік може стати турбулентним, але це значно відіб'ється на величині опору. Можна стверджувати, що питання втрати пластової енергії під час руху нафти в природному резервуарі можливо вирішити лише при­близно за розрахунковим методом. Це пояснюється тим, що параметри, які характеризують рух нафти по пласту, не залишаються сталими на шляху її руху. Ще складніше вирішити питання про втрату тиску під час руху газо-ваної нафти, тому що з наближенням нафти до вибою експлуатаційної сверд­ловини пластовий тиск у покладі падає, з нафти виділяється газ, а темпера­тура поступово зменшується і в'язкість нафти збільшується.

Зміна в'язкості газу із зміною тиску і температури проходить складні­ше, ніж для нафти. Звичайно газ — це суміш газових гомологів вуглеводне­вого ряду з домішкою деяких невуглеводневих газів, але в'язкість суміші не дорівнюватиме середньому значенню в'язкості окремих компонентів. Іноді в'язкість суміші газів може бути вищою за в'язкість самого компонента га­зу, який входить до складу. На відміну від в'язкості нафти, в'язкість газу із зниженням температури зменшується, що зумовлюється зменшенням швид­кості руху молекул газу. Проте ця закономірність є слушною лише у разі відносно невеликих пластових тисків. За високих пластових тисків, наприк­лад, навіть метан за властивостями наближається до рідини, безумовно, за певних значень температури.

Опір, пов'язаний з ефектом Жамена, в пластових умовах може бути досить великим. М.Ф. Мірчинк наводить такий приклад. У піску, який складається із зерен діаметром 0,25 мм, за умови, що на кожну пору при­падає одна бульбашка газу на 1 м² плоші пористого середовища, може бути до 4000 бульбашок газу і облямівок нафти. Щоб нафта рухалася в таких умовах по пласту, слід створювати додатковий, штучний, перепад тиску в пласті. Дуже часто дослідники схильні переносити дані лаборато­рних досліджень на пластові умови з погляду того, що в пластових умовах в результаті ефекту Жамена може припинитися приплив нафти. Як зазна­чає О.М. Снарський, з таким висновком важко погодитися. Річ у тім, що для повного закупорювання пор газом потрібно створити такі умови, за яких тиск, витрачений на подолання деформацій бульбашок та інший опір, дорівнював би перепаду тисків. Такий тиск створити взагалі немож­ливо, тому що навіть у повністю сухій свердловині він порівняно швидко зростає у пласті і ефект Жамена відбуватиметься у вузькій зоні, яка при­лягає до свердловини. У зоні великих пластових тисків газ виділятиметься з нафти, але він не здатний чинити опір, обумовлений деформацією буль­башок, а буде лише підвищувати в'язкість нафти. Без сумніву, із збіль­шенням перепаду тиску зона впливу ефекту Жамена розширюватиметься і це призведе тільки до зменшення дебіту свердловини, а не до припинен­ня припливу нафти до вибою свердловини. Цей висновок підтверджуєть­ся практикою розробки нафтових пластів з режимом розчиненого газу, наприклад, у Внутрішній зоні Передкарпатського прогину, Терсько-Сунженській зоні дислокацій Передкавказзя та інших нафтогазоносних областях.

Із падінням пластового тиску, спричиненого розробкою, газ виді­лятиметься з нафти на великій площі пласта, причому тут набирають силу закономірності, які керують фазовою проникністю. Потрібно врахувати і те, що в пластових умовах діаметри отворів, які з'єднують пори, різні і ма­ють обхідні шляхи руху. На практиці спостерігалися випадки майже пов­ного припинення руху нафти і газу до вибою свердловин. Це було пов'язане

не лише з ефектом Жамена, а й зі збільшенням опору у привибійній зоні, спричиненого іншими факторами, наприклад відкладанням парафіну і смол у породах нафтових пластів у привибійних зонах експлуатаційних свердловин.