Смачиваемость и межфазные явления

Қысқаша негізгісі

Межфазное натяжение $\sigma$ — работа образования единицы площади границы двух фаз (или сила на единицу длины линии на ней), Н/м; 1 мН/м = 1 дин/см. Ориентиры: вода — воздух около 72 мН/м, нефть — вода 10–35 мН/м, газ — нефть в пласте — единицы мН/м.
Краевой угол $\theta$ отсчитывают через более плотную фазу — воду. Меньше 90° — поверхность гидрофильна (смачивается водой), больше 90° — гидрофобна (смачивается нефтью), около 90° — смачиваемость промежуточная, или нейтральная.
Уравнение Юнга: $\sigma_{so} - \sigma_{sw} = \sigma_{ow}\cos\theta$ . Произведение $\sigma\cos\theta$ — натяжение смачивания — входит во все капиллярные расчёты.
Смачиваемость — свойство системы «порода — нефть — вода»: её определяют полярные компоненты нефти (смолы, асфальтены, нафтеновые кислоты), минералогия, состав воды, давление и температура. Многие коллекторы, особенно карбонатные, смачиваются не водой, а смешанно или нефтью.
Индексы Амотта–Харви $I_{AH}$ и USBM $W$ лежат примерно от −1 до +1: положительные значения — гидрофильность, отрицательные — гидрофобность, около нуля — нейтральная или неоднородная смачиваемость.
Для специальных исследований керна нужна пластовая смачиваемость: керн в естественном состоянии или с восстановленной смачиваемостью. Очищенный керн годится только для заведомо гидрофильных пластов.

Негізгі қатынастар

\sigma_{so} - \sigma_{sw} = \sigma_{ow}\cos\theta

уравнение Юнга; $\theta$ отсчитан через воду

I_{AH} = I_w - I_o

индекс Амотта–Харви: от −1 (гидрофобная порода) до +1 (гидрофильная)

W = \lg\dfrac{A_1}{A_2}

индекс USBM по площадям под кривыми капиллярного давления

Жиі қателіктер

Считать смачиваемость свойством одной породы: тот же кварцевый песчаник с разными нефтями бывает и гидрофильным, и гидрофобным.
Путать угол, отсчитанный через ртуть (около 140°), с углом через смачивающую фазу (около 40°) и подставлять в капиллярные формулы отрицательный косинус.
Судить о смачиваемости только по индексу Амотта–Харви: значение около нуля даёт и нейтральная, и смешанная смачиваемость — смотрите оба частных индекса.
Проводить специальные исследования на очищенном и высушенном керне, не проверив смачиваемость пласта.

Сабақтан кейін сіз

объяснить природу поверхностного и межфазного натяжения и знать их типичные значения;
определять смачиваемость по краевому углу и записывать условие равновесия на линии смачивания (уравнение Юнга);
различать гидрофильные, гидрофобные, промежуточно и смешанно смачиваемые породы и описывать, как в них распределены нефть и вода;
рассчитывать индексы смачиваемости Амотта–Харви и USBM по результатам лабораторных опытов и понимать ограничения каждого метода;
объяснять, как смачиваемость влияет на капиллярное давление, относительные проницаемости, расчёт насыщенности по каротажу и нефтеотдачу, и почему керн может потерять пластовую смачиваемость.

Поверхностное и межфазное натяжение

Молекулы жидкости притягиваются друг к другу. Молекула в глубине окружена соседями со всех сторон, и эти притяжения уравновешены. У молекулы на границе с другой фазой «своих» соседей с одной стороны нет, и равнодействующая тянет её внутрь. Поэтому жидкость стремится уменьшить площадь своей границы, а сама граница ведёт себя как натянутая упругая плёнка.

Работу, которую нужно затратить, чтобы увеличить площадь границы на единицу, называют поверхностным натяжением (surface tension), если граница отделяет жидкость от газа, и межфазным натяжением (interfacial tension, IFT), если это граница двух несмешивающихся жидкостей, например нефти и воды. Обозначение — $\sigma$ , единица — Н/м, то же, что Дж/м²: это и энергия единицы площади границы, и сила, с которой граница тянет каждую единицу длины линии, проведённой по ней. На практике пользуются миллиньютонами на метр; в старой и американской литературе — динами на сантиметр, 1 дин/см = 1 мН/м.

Ориентировочные значения поверхностного и межфазного натяжения

Пара фаз: Вода — воздух, 20 °C
$\sigma$ , мН/м: 72–73
Замечание: при 100 °C — около 59

Пара фаз: Ртуть — воздух
$\sigma$ , мН/м: 480–485
Замечание: рабочая пара ртутной порометрии

Пара фаз: Нефть — пластовая вода
$\sigma$ , мН/м: 10–35
Замечание: поверхностно-активные вещества снижают на порядки

Пара фаз: Газ — нефть в пласте
$\sigma$ , мН/м: от долей до 20
Замечание: падает с ростом давления

Пара фаз: Газ — вода в пласте
$\sigma$ , мН/м: 30–60
Замечание: снижается с ростом давления и температуры

Пара фаз	$\sigma$ , мН/м	Замечание
Вода — воздух, 20 °C	72–73	при 100 °C — около 59
Ртуть — воздух	480–485	рабочая пара ртутной порометрии
Нефть — пластовая вода	10–35	поверхностно-активные вещества снижают на порядки
Газ — нефть в пласте	от долей до 20	падает с ростом давления
Газ — вода в пласте	30–60	снижается с ростом давления и температуры

Порядки величин для ориентира. Для расчётов межфазное натяжение измеряют на пробах пластовых флюидов при пластовой температуре или оценивают по корреляциям (Вязкость нефти и межфазное натяжение).

Что меняется, если…

…растёт температура — тепловое движение ослабляет сцепление молекул, и натяжение снижается;
…растёт давление в системе газ — нефть — газ растворяется в нефти, фазы становятся всё более похожими, и натяжение падает; при полной смесимости граница исчезает вместе с капиллярными силами — на этом основано смешивающееся вытеснение нефти газом;
…в воду добавлены поверхностно-активные вещества (ПАВ) — их молекулы собираются на границе и снижают натяжение нефть — вода в сотни и тысячи раз, так что защемлённые капли нефти удаётся сдвинуть с места; на этом основано химическое заводнение.

Искривлённая граница двух фаз создаёт перепад давления между ними — капиллярное давление, пропорциональное $\sigma$ и кривизне границы. Как оно возникает в порах и чем определяется, разобрано в теме Капиллярное давление и переходная зона. Здесь важно другое: межфазное натяжение задаёт масштаб капиллярных сил, а смачиваемость — их направление.

Краевой угол и уравнение Юнга

Положим каплю воды на поверхность минерала, погружённого в нефть. Встречаются три границы: минерал — вода, минерал — нефть и нефть — вода. Они сходятся на линии смачивания (contact line), и натяжение каждой тянет эту линию в свою сторону. В равновесии капля принимает форму, при которой силы вдоль поверхности минерала уравновешены. Угол между поверхностью минерала и границей нефть — вода, отсчитанный через воду, называют краевым углом (contact angle, $\theta$ ).

СызбаКапля воды на поверхности минерала в нефти при разной смачиваемости. Краевой угол

\theta

отсчитывают через воду: чем он меньше, тем сильнее вода растекается по поверхности.

Уравнение Юнга (равновесие на линии смачивания)

\sigma_{so} - \sigma_{sw} = \sigma_{ow}\cos\theta

мұндағы:

$\sigma_{so}$ натяжение границы минерал — нефть, Н/м
$\sigma_{sw}$ натяжение границы минерал — вода, Н/м
$\sigma_{ow}$ межфазное натяжение нефть — вода, Н/м
$\theta$ краевой угол, отсчитанный через воду, градусы

Бірліктер: любые одинаковые единицы натяжения (Н/м, мН/м)

Мына жағдайда орындалады

поверхность гладкая, химически однородная и недеформируемая;
система пришла в равновесие: для нефти с полярными компонентами на это нужны десятки и сотни часов контакта с минералом;
угол отсчитан через воду; при отсчёте через нефть получится $180^\circ - \theta$ .

Натяжения на границе с твёрдым телом прямо не измеряют, но их разность видна по краевому углу. Правую часть $\sigma_{ow}\cos\theta$ называют натяжением смачивания (adhesion tension). Если оно положительно, минералу выгоднее контактировать с водой, и вода сама вытесняет нефть с поверхности; если отрицательно — наоборот. То же произведение $\sigma\cos\theta$ стоит в формуле капиллярного давления.

Порядок величин: при $\sigma_{ow} = 25$ мН/м и $\theta = 30^\circ$ натяжение смачивания равно $25\cos 30^\circ \approx 21{,}7$ мН/м. Если после долгого контакта с нефтью угол вырос до 120°, оно становится $25\cos 120^\circ = -12{,}5$ мН/м. Знак сменился: вода больше не впитывается в породу сама — её приходится вдавливать.

Смачиваемость по краевому углу

Смачиваемость: гидрофильная (water-wet)
Краевой угол через воду: от 0 до 60–75°

Смачиваемость: промежуточная, нейтральная (intermediate)
Краевой угол через воду: от 60–75° до 105–120°

Смачиваемость: гидрофобная (oil-wet)
Краевой угол через воду: от 105–120° до 180°

Смачиваемость	Краевой угол через воду
гидрофильная (water-wet)	от 0 до 60–75°
промежуточная, нейтральная (intermediate)	от 60–75° до 105–120°
гидрофобная (oil-wet)	от 105–120° до 180°

Границы классов в разных работах различаются, поэтому они даны диапазонами.

На реальных поверхностях угол зависит от того, наступает вода или отступает. Угол натекания (advancing), измеренный, когда вода продвигается по поверхности, больше угла оттекания (receding). Эта разница — гистерезис краевого угла — возникает из-за шероховатости и химической неоднородности поверхности и адсорбции компонентов нефти. При заводнении вода наступает, поэтому для него важен угол натекания. Гистерезис краевого угла — одна из причин, по которым кривые капиллярного давления и относительных проницаемостей при вытеснении нефти водой и воды нефтью не совпадают.

Типы смачиваемости и распределение фаз в порах

Смачивающая фаза стремится занять как можно большую поверхность минерала. Поэтому она покрывает зёрна плёнкой, заполняет углы пор, сужения между зёрнами и самые мелкие поры — там, где на единицу объёма приходится больше всего поверхности. Несмачивающая фаза оттесняется в центры крупных пор.

СызбаНефть и вода в гидрофильной (слева) и гидрофобной (справа) породе. Смачивающая фаза покрывает зёрна плёнкой и заполняет сужения между ними, несмачивающая занимает центры пор.

Гидрофильная порода (water-wet): вода — смачивающая фаза. Нефть занимает крупные поры, а при заводнении часть её остаётся там разобщёнными каплями, которые отрываются от основного объёма в сужениях. Классическая картина для чистых кварцевых песчаников.
Гидрофобная порода (oil-wet): нефть — смачивающая фаза: плёнки нефти на зёрнах, нефть в мелких порах. Закачанная вода идёт по крупным порам, рано прорывается к добывающим скважинам, а нефть ещё долго поступает по плёнкам при высокой обводнённости.
Промежуточная (нейтральная) смачиваемость (intermediate, neutral): ни одна фаза не имеет явного преимущества; ни вода, ни нефть не впитываются в породу самопроизвольно.
Смешанная смачиваемость (mixed wettability): крупные поры гидрофобны, мелкие гидрофильны. Нефть, пришедшая в ловушку, заняла крупные поры, и за геологическое время её полярные компоненты осели на стенках этих пор; мелкие поры и углы, где осталась вода, сохранили гидрофильность. Гидрофобные стенки крупных пор образуют непрерывные пути для нефти, поэтому при длительной промывке остаточная нефтенасыщенность может стать очень низкой.
Пятнистая (фракционная) смачиваемость (fractional wettability): гидрофобные участки поверхности встречаются в порах любого размера — обычно из-за различий минералов: на одних компоненты нефти адсорбируются, на других нет.

Как менялись представления

До 1930-х годов считалось, что все коллекторы гидрофильны: осадки накапливались в воде, а нефть пришла позже и не могла пробиться к зёрнам через водную плёнку. Затем были найдены пласты, где породу смачивает нефть, а систематические измерения второй половины XX века показали, что строго гидрофильные пласты встречаются реже, чем думали. Особенно часто гидрофобными или смешанно смачиваемыми оказываются карбонатные коллекторы.

От чего зависит смачиваемость

Чистые минералы, долго пробывшие в воде, почти всегда гидрофильны. Гидрофобными их делают вещества, которые приносит нефть. Итог определяет вся система «порода — нефть — вода»:

Полярные компоненты нефти. У молекул смол, асфальтенов и нафтеновых кислот есть полярная «голова» и углеводородный «хвост». Прикрепляясь головой к минералу, они обращают поверхность хвостами наружу, и она начинает смачиваться нефтью. Лёгкие парафиновые углеводороды смачиваемость почти не меняют.
Минералогия. Поверхность кварца в пластовой воде обычно заряжена отрицательно и отталкивает кислые компоненты нефти, поэтому песчаники чаще остаются гидрофильными. Поверхность кальцита и доломита в пластовых условиях чаще заряжена положительно и притягивает их — отсюда частая гидрофобность карбонатов. Глинистые минералы с огромной удельной поверхностью активно адсорбируют органику.
Состав воды. Минерализация, кислотность (pH) и двухвалентные катионы $\mathrm{Ca^{2+}}$ и $\mathrm{Mg^{2+}}$ , способные «сшивать» отрицательно заряженные поверхность и компоненты нефти, влияют на устойчивость водной плёнки на зёрнах. Пока плёнка устойчива, нефть не касается минерала.
Давление и температура. Они меняют растворимость асфальтенов и их адсорбцию; при снижении давления асфальтены могут выпадать на стенки пор.
История насыщения. Поверхности, всё время покрытые водой, остаются гидрофильными, а стенки пор, долго контактировавшие с нефтью, — нет. Поэтому смачиваемость может меняться по высоте залежи: у водонефтяного контакта порода часто более гидрофильна, чем в верхней части залежи.

Смачиваемость керна легко изменить при отборе и хранении

Поверхностно-активные добавки буровых растворов, особенно растворов на углеводородной основе, проникают в керн и делают его более гидрофобным.
При подъёме падают давление и температура, выпадают асфальтены, испаряются лёгкие фракции; незащищённый керн окисляется и высыхает.
Экстракция растворителями и сушка удаляют адсорбированные компоненты нефти — керн становится искусственно гидрофильным.

Поэтому для специальных исследований керна — относительных проницаемостей, капиллярного давления, коэффициента вытеснения — используют один из трёх вариантов:

керн в естественном состоянии (native state) — сразу после отбора герметизируют и исследуют без очистки; лучший вариант, если отбор не изменил смачиваемость;
очищенный керн (cleaned) — экстрагированный растворителями; годится только для заведомо гидрофильных пластов;
керн с восстановленной смачиваемостью (restored state) — после очистки насыщают пластовой водой, вытесняют её пластовой нефтью до неснижаемой водонасыщенности и выдерживают при пластовой температуре несколько недель (часто около 40 суток), чтобы компоненты нефти снова осели на стенках пор. Совпадение с пластовой смачиваемостью при этом не гарантировано, и его проверяют сравнением с естественным керном, где он есть.

Как измеряют смачиваемость

Количественно смачиваемость оценивают тремя методами: по краевому углу, методом Амотта и методом USBM (разработан в Горном бюро США, U.S. Bureau of Mines). Качественные признаки дают скорость самопроизвольной пропитки, ядерно-магнитные измерения и форма кривых относительной проницаемости.

Краевой угол измеряют на отполированной пластинке минерала — кварца для песчаников, кальцита для карбонатов — в пластовой воде и нефти при пластовой температуре. Каплю нефти помещают между двумя параллельными пластинками и сдвигают одну из них, чтобы вода наступала на место нефти: так получают угол натекания. Угол меняется со временем контакта, порой сотни часов, пока не установится. Метод хорошо описывает химию поверхности, но не учитывает шероховатость, смесь минералов и строение пор реальной породы, поэтому им пользуются в основном в исследовательских работах.

Метод Амотта сравнивает, сколько фазы порода впитывает сама и сколько её приходится вдавливать. Образец, доведённый до остаточной нефтенасыщенности, погружают в нефть и через заданное время (в классической методике — 20 часов, часто ждут дольше, пока пропитка не прекратится) замеряют объём воды, вытесненной самопроизвольной пропиткой (spontaneous imbibition) нефти. Затем нефть вдавливают принудительно — центрифугированием или прокачкой — до неснижаемой водонасыщенности. После этого цикл повторяют для воды: самопроизвольная пропитка водой в ванне с водой, затем принудительное вытеснение нефти водой до остаточной нефтенасыщенности.

Индексы смачиваемости Амотта и Амотта–Харви

I_w = \frac{V_{o1}}{V_{o1} + V_{o2}},\qquad I_o = \frac{V_{w1}}{V_{w1} + V_{w2}},\qquad I_{AH} = I_w - I_o

мұндағы:

$I_w$ индекс вытеснения водой — доля нефти, вытесненной водой самопроизвольно, —
$I_o$ индекс вытеснения нефтью — доля воды, вытесненной нефтью самопроизвольно, —
$V_{o1},\ V_{o2}$ объёмы нефти, вытесненной водой при самопроизвольной пропитке и затем при принудительном вытеснении, см³
$V_{w1},\ V_{w2}$ объёмы воды, вытесненной нефтью при самопроизвольной пропитке и затем при принудительном вытеснении, см³
$I_{AH}$ индекс Амотта–Харви, от −1 до +1

Бірліктер: объёмы — в одинаковых единицах; индексы безразмерны

Мына жағдайда орындалады

самопроизвольная пропитка длится одинаковое, заранее оговорённое время; медленная пропитка может не успеть закончиться, и индекс будет занижен;
объёмы замерены точно: при малой подвижной насыщенности небольшие ошибки сильно меняют отношения;
образец сохраняет пластовую смачиваемость.

Гидрофильная порода сама впитывает воду ( $I_w$ близок к 1) и не впитывает нефть ( $I_o = 0$ ), гидрофобная — наоборот. Если обе фазы впитываются самопроизвольно ( $I_w > 0$ и $I_o > 0$ ), смачиваемость неоднородная — смешанная или пятнистая. Если не впитывается ни одна, смачиваемость нейтральная. Одно число $I_{AH}$ эти два случая не различает.

Есептеу мысалыИндексы Амотта для образца керна

Бастапқы деректер (шартты)

Образец: поровый объём 20,0 см³; опыт начат при остаточной нефтенасыщенности 0,30
Самопроизвольная пропитка нефтью, 20 ч: вытеснено воды $V_{w1} = 1{,}8$ см³
Принудительное вытеснение воды нефтью: ещё $V_{w2} = 7{,}2$ см³
Самопроизвольная пропитка водой, 20 ч: вытеснено нефти $V_{o1} = 3{,}1$ см³
Принудительное вытеснение нефти водой: ещё $V_{o2} = 5{,}9$ см³

Шешім

Проверка баланса: нефть вытеснила $1{,}8 + 7{,}2 = 9{,}0$ см³ воды, вода — $3{,}1 + 5{,}9 = 9{,}0$ см³ нефти. Объёмы совпадают, цикл замкнут. Подвижная часть пор — $9{,}0/20{,}0 = 0{,}45$ , откуда неснижаемая водонасыщенность $1 - 0{,}30 - 0{,}45 = 0{,}25$ .
Индекс вытеснения нефтью: $I_o = 1{,}8/9{,}0 = 0{,}20$ .
Индекс вытеснения водой: $I_w = 3{,}1/9{,}0 = 0{,}34$ .
Индекс Амотта–Харви: $I_{AH} = 0{,}34 - 0{,}20 = 0{,}14$ .

Жауап:

I_w = 0{,}34

I_o = 0{,}20

I_{AH} = 0{,}14

Бұл нені білдіреді. По одному числу $I_{AH} = 0{,}14$ образец попадает в класс нейтральной смачиваемости. Но оба частных индекса заметно больше нуля: порода сама впитывает и воду, и нефть. Это признак неоднородной, скорее всего смешанной смачиваемости — гидрофильные мелкие поры и гидрофобные крупные, — а не отсутствия предпочтения. У такой породы кривые капиллярного давления имеют и положительную, и отрицательную ветви, что важно при выборе кривых относительной проницаемости и прогнозе заводнения. Данные примера условные.

Метод USBM сравнивает работу, которую нужно затратить на вытеснение каждой фазы. Образец в центрифуге сначала доводят нефтью до неснижаемой водонасыщенности, затем вращают в воде, ступенчато повышая скорость, до заданного отрицательного капиллярного давления — вода вдавливается в породу, — а потом снова в нефти до такого же положительного давления. Строят две кривые «капиллярное давление — средняя водонасыщенность образца» и находят площади между каждой кривой и осью $p_c = 0$ .

Индекс смачиваемости USBM

W = \lg\frac{A_1}{A_2}

мұндағы:

$A_1$ площадь под кривой вытеснения воды нефтью (капиллярное давление положительно), кПа × доли порового объёма
$A_2$ площадь над кривой вытеснения нефти водой (капиллярное давление отрицательно), по модулю, те же
$W$ индекс USBM, —

Бірліктер: площади — в одинаковых единицах; $\lg$ — десятичный логарифм

Мына жағдайда орындалады

обе кривые получены на одном образце в одинаковом диапазоне капиллярного давления, например от −70 до +70 кПа (около ±10 psi);
учитывается только принудительное вытеснение: самопроизвольная пропитка идёт при $p_c \approx 0$ и в площади почти не попадает.

Площадь под кривой «капиллярное давление — насыщенность» равна работе вытеснения на единицу порового объёма. В гидрофильной породе вдавить нефть трудно, а воду легко: $A_1 > A_2$ и $W > 0$ . В гидрофобной $W < 0$ . Индекс теоретически не ограничен, но обычно лежит между −1 и +1 и, в отличие от индекса Амотта, различает оттенки смачиваемости около нейтральной.

Данные опыта USBM для примера ниже

$S_w$: 0,28
$p_c$ : нефть вытесняет воду, кПа: 70
$p_c$ : вода вытесняет нефть, кПа: 0

$S_w$: 0,35
$p_c$ : нефть вытесняет воду, кПа: 40
$p_c$ : вода вытесняет нефть, кПа: −0,5

$S_w$: 0,45
$p_c$ : нефть вытесняет воду, кПа: 25
$p_c$ : вода вытесняет нефть, кПа: −1,0

$S_w$: 0,55
$p_c$ : нефть вытесняет воду, кПа: 18
$p_c$ : вода вытесняет нефть, кПа: −1,5

$S_w$: 0,65
$p_c$ : нефть вытесняет воду, кПа: 12
$p_c$ : вода вытесняет нефть, кПа: −12

$S_w$: 0,70
$p_c$ : нефть вытесняет воду, кПа: 0
$p_c$ : вода вытесняет нефть, кПа: −70

$S_w$	$p_c$ : нефть вытесняет воду, кПа	$p_c$ : вода вытесняет нефть, кПа
0,28	70	0
0,35	40	−0,5
0,45	25	−1,0
0,55	18	−1,5
0,65	12	−12
0,70	0	−70

Средняя водонасыщенность образца и капиллярное давление на ступенях центрифугирования; данные условные.

ЕсептеуКривые опыта USBM по данным таблицы: площадь

A_1

под кривой вытеснения воды нефтью заметно больше площади

A_2

при вытеснении нефти водой — порода гидрофильна.

Есептеу мысалыИндекс USBM по кривым центрифуги

Бастапқы деректер (шартты)

Кривые капиллярного давления: шесть точек каждой кривой — в таблице выше
Поровый объём образца: 20 см³

Шешім

Площадь под кривой вытеснения воды нефтью считаем по трапециям: на каждом отрезке умножаем среднее давление на изменение насыщенности. Средние давления на пяти отрезках — 55; 32,5; 21,5; 15 и 6 кПа, длины отрезков — 0,07; 0,10; 0,10; 0,10 и 0,05. Сумма: $A_1 = 11{,}05$ кПа.
То же для кривой вытеснения нефти водой, по модулю давления: средние 0,25; 0,75; 1,25; 6,75 и 41 кПа, $A_2 = 2{,}94$ кПа.
Индекс: $W = \lg(11{,}05/2{,}94) = \lg 3{,}76 = 0{,}57$ .

Жауап:

W \approx 0{,}57

: порода гидрофильна, но не сильно.

Бұл нені білдіреді. Площадь $A_1$ — работа вытеснения воды нефтью на единицу порового объёма: 11,05 кПа — это 11,05 кДж на кубический метр пор, для образца с поровым объёмом 20 см³ около 0,22 Дж. Вода вошла в породу почти без усилия: большая часть прироста водонасыщенности — от 0,28 до 0,55 — пришлась на давления не больше 1,5 кПа, то есть почти на самопроизвольную пропитку. Значение около 0,6 соответствует умеренной гидрофильности; у сильно гидрофильных пород индекс приближается к 1. Данные примера условные.

Как читать результаты измерений

Показатель: Краевой угол через воду
Гидрофильная: до 60–75°
Нейтральная: 60–75° … 105–120°
Гидрофобная: от 105–120°

Показатель: $I_{AH}$
Гидрофильная: +0,3 … +1
Нейтральная: −0,3 … +0,3
Гидрофобная: −1 … −0,3

Показатель: $W$ (USBM)
Гидрофильная: около +1
Нейтральная: около 0
Гидрофобная: около −1

Показатель: Впитывается сама
Гидрофильная: вода
Нейтральная: ни одна фаза
Гидрофобная: нефть

Показатель	Гидрофильная	Нейтральная	Гидрофобная
Краевой угол через воду	до 60–75°	60–75° … 105–120°	от 105–120°
$I_{AH}$	+0,3 … +1	−0,3 … +0,3	−1 … −0,3
$W$ (USBM)	около +1	около 0	около −1
Впитывается сама	вода	ни одна фаза	нефть

Ориентировочные границы; в разных методиках они различаются. При смешанной смачиваемости самопроизвольно впитываются обе фазы, а $I_{AH}$ может оказаться близким к нулю.

Что смачиваемость меняет в пласте

Смачиваемость определяет, где находятся фазы, поэтому от неё зависят почти все свойства, которые измеряют при специальных исследованиях керна.

Капиллярное давление. В гидрофильной породе нефть входит в поры, только преодолев давление входа, а вода впитывается сама. В гидрофобной для внедрения воды капиллярное давление $p_c = p_o - p_w$ должно стать отрицательным: воду приходится вдавливать. Отрицательная ветвь кривой — признак гидрофобной части порового пространства. Переходная зона в гидрофобных пластах короче, а неснижаемая водонасыщенность ниже (Капиллярное давление и переходная зона).
Относительные проницаемости. В гидрофильной породе вода идёт по мелким порам и плёнкам, нефть — по крупным: проницаемость для нефти падает с ростом водонасыщенности медленно, для воды остаётся низкой. В гидрофобной — наоборот (Относительная проницаемость).
Насыщенность по каротажу сопротивления. В гидрофобной породе вода не образует сплошных плёнок, электрическая связность хуже, и показатель насыщения $n$ в уравнении Арчи вырастает с 2 до 3–8 и выше. Если взять $n = 2$ , водонасыщенность будет занижена, а запасы завышены (Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов).
Заводнение. В сильно гидрофильном пласте вода вытесняет нефть широким фронтом, и основная нефть добывается до прорыва воды, но часть её защемляется в крупных порах. В гидрофобном вода рано прорывается по крупным порам, а нефть потом долго идёт при высокой обводнённости. Многие опыты показывают наибольшую нефтеотдачу при слабой гидрофильности, близкой к нейтральной, или при смешанной смачиваемости, но единого правила нет — нужны опыты на керне своего пласта.

Межфазные явления как цель воздействия

Часть методов увеличения нефтеотдачи работает именно через межфазные явления. Поверхностно-активные вещества снижают межфазное натяжение и могут сделать породу более гидрофильной; закачка воды пониженной минерализации, по современным представлениям, в ряде пластов смещает смачиваемость к гидрофильной; смешивающийся газ устраняет границу фаз. Эффект каждого метода проверяют на керне с пластовой смачиваемостью.

Терминдер мен белгілер

Межфазное натяжение $\sigma$: работа образования единицы площади границы двух несмешивающихся фаз; Н/м, на практике мН/м (1 мН/м = 1 дин/см).
Краевой угол $\theta$: угол между поверхностью минерала и границей фаз, отсчитанный через воду: меньше 90° — поверхность гидрофильна, больше 90° — гидрофобна.
Натяжение смачивания: произведение $\sigma\cos\theta$ , равное разности натяжений минерал — нефть и минерал — вода; положительно у гидрофильной поверхности.
Смачивающая фаза: фаза, которая покрывает зёрна плёнкой, заполняет сужения и мелкие поры и впитывается в породу самопроизвольно.
Самопроизвольная пропитка: впитывание смачивающей фазы в породу без приложенного перепада давления, только за счёт капиллярных сил (spontaneous imbibition).
Смешанная смачиваемость: крупные поры гидрофобны, мелкие гидрофильны; возникает, когда нефть долго контактирует со стенками крупных пор.
Индексы Амотта–Харви и USBM: лабораторные меры смачиваемости примерно от −1 (гидрофобная порода) до +1 (гидрофильная) — по самопроизвольной пропитке и по работе принудительного вытеснения.

Жиі қателіктер

Қате

«Порода — кварцевый песчаник, значит, она гидрофильна».

Шын мәнінде

Смачиваемость — свойство системы «порода — нефть — вода». Полярные компоненты нефти могут сделать гидрофобным и кварц; смачиваемость определяют опытами на керне с пластовыми флюидами.

Қате

«Индекс Амотта–Харви около нуля — значит, смачиваемость нейтральная».

Шын мәнінде

Такое же значение даёт смешанная смачиваемость, при которой обе фазы впитываются самопроизвольно. Нужно смотреть оба частных индекса, $I_w$ и $I_o$ .

Қате

«Перед специальными исследованиями керн надо тщательно очистить от нефти».

Шын мәнінде

Очистка удаляет адсорбированные компоненты нефти и делает породу гидрофильной. Очищенный керн годится только для заведомо гидрофильных пластов; в остальных случаях нужен керн в естественном состоянии или с восстановленной смачиваемостью.

Қате

«Ртуть образует с породой угол 140°, поэтому в формуле капиллярного давления для ртути косинус отрицателен».

Шын мәнінде

Угол 140° отсчитан через ртуть — несмачивающую фазу. Через смачивающую фазу (воздух или вакуум) это 40°, и в капиллярные расчёты входит $\cos 40^\circ \approx 0{,}77$ .

Қате

«Гидрофобный пласт — заведомо плохой объект для заводнения».

Шын мәнінде

Вода в нём прорывается раньше, и обводнённость растёт быстрее, но конечная нефтеотдача при длительной промывке может быть не хуже. Наибольшую нефтеотдачу опыты часто показывают при слабой гидрофильности или смешанной смачиваемости.

Толық: тереңдетілген

Как смачиваемость определяет остаточную нефть

Остаточная нефть — это нефть, которую вода обошла или отрезала. Механизм зависит от смачиваемости.

В гидрофильной породе вода движется не только фронтом, но и по плёнкам и углам пор. В сужении плёнка утолщается, смыкается и отрывает нитку нефти от основного объёма — остаётся изолированная капля в крупной поре. Кроме того, вода как смачивающая фаза быстрее проходит узкие каналы, куда её втягивают капиллярные силы, и обходит нефть в соседнем широком канале. Сдвинуть такую каплю может только перепад давления, преодолевающий капиллярное давление на её менисках, а при обычных скоростях заводнения он для этого слишком мал. Отсюда заметная остаточная нефтенасыщенность, почти не зависящая от объёма прокачанной воды.

В гидрофобной породе нефть остаётся в мелких порах и плёнками на стенках. Эти плёнки связаны между собой, поэтому нефть продолжает медленно вытекать после прорыва воды: остаточная насыщенность снижается с ростом объёма закачки, но ценой очень высокой обводнённости. При смешанной смачиваемости гидрофобные стенки крупных пор образуют сплошные пути для нефти, и после прокачки многих поровых объёмов остаточная нефтенасыщенность может быть ниже, чем в гидрофильной породе.

Отсюда два пути к остаточной нефти: снизить межфазное натяжение, чтобы капиллярные силы, удерживающие капли, стали меньше вязких, или изменить смачиваемость. Оба пути используют методы увеличения нефтеотдачи.

Почему методы Амотта и USBM дают разные ответы

Индекс Амотта основан на самопроизвольной пропитке. Порода с краевым углом примерно от 60–75° до 105–120° не впитывает сама ни воду, ни нефть, поэтому во всём этом широком диапазоне $I_w \approx I_o \approx 0$ : метод не различает оттенков около нейтральной смачиваемости. Зато он хорошо распознаёт смешанную смачиваемость, при которой обе фазы впитываются.

Индекс USBM, наоборот, построен на принудительном вытеснении. Он чувствителен около нейтральной точки, но не видит самопроизвольной пропитки и поэтому не отличает смешанную смачиваемость от однородной. Кроме того, опыт USBM проводят на центрифуге, и размер образца ограничен.

Поэтому применяют и комбинированную методику: в одном цикле на центрифуге замеряют и объёмы самопроизвольной пропитки, и площади под кривыми капиллярного давления и получают оба индекса сразу. В любом случае результат относится к конкретному образцу; для пласта его сопоставляют с формой кривых относительной проницаемости и поведением скважин.

Басқа тақырыптармен байланыс

Насыщенность пласта флюидами — где в порах остаются неснижаемая вода и остаточная нефть.
Капиллярное давление и переходная зона — как межфазное натяжение и краевой угол превращаются в капиллярное давление и профиль насыщенности над контактом.
Относительная проницаемость — как смачиваемость меняет форму кривых относительной проницаемости.
Уравнение Арчи и насыщенность чистых коллекторов — почему показатель насыщения $n$ зависит от смачиваемости.
Вязкость нефти и межфазное натяжение — как оценивают межфазное натяжение пластовых флюидов.
Лабораторный анализ керна — специальные исследования керна и подготовка образцов.

Өзіңізді тексеріңіз

1
Капля воды на поверхности минерала в нефти образует краевой угол 140°, отсчитанный через воду. Как смачивается поверхность?
1. А.По краевому углу судить нельзя
2. Б.Водой (гидрофильная)
3. В.Нейтрально
4. Г.Нефтью (гидрофобная)
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Г. Нефтью (гидрофобная)
Угол, отсчитанный через воду, больше 90° и больше границы 105–120°: вода собирается в каплю, а поверхность предпочитает контакт с нефтью. Натяжение смачивания $\sigma\cos 140^\circ$ отрицательно.
2
Опыт Амотта дал $I_w = 0$ и $I_o = 0{,}55$ . Чему равен индекс Амотта–Харви и какова смачиваемость?
1. А.−0,55, гидрофобная
2. Б.0,55, смешанная
3. В.+0,55, гидрофильная
4. Г.0, нейтральная
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: А. −0,55, гидрофобная
$I_{AH} = I_w - I_o = 0 - 0{,}55 = -0{,}55$ . Это ниже −0,3: порода гидрофобна — она самопроизвольно впитывает нефть и не впитывает воду.
3
Какая порода, скорее всего, самопроизвольно впитает и воду, и нефть?
1. А.Сильно гидрофобная
2. Б.Со смешанной смачиваемостью
3. В.С нейтральной смачиваемостью
4. Г.Сильно гидрофильная
Жауабын көрсету
Дұрыс жауап: Б. Со смешанной смачиваемостью
При смешанной смачиваемости мелкие поры гидрофильны и впитывают воду, а крупные гидрофобны и впитывают нефть, поэтому оба индекса Амотта положительны. При нейтральной смачиваемости сама не впитывается ни одна фаза.
4
Почему для измерения относительных проницаемостей нельзя просто взять очищенный растворителями и высушенный керн?
Жауабын көрсету
Очистка удаляет с поверхности пор адсорбированные компоненты нефти, и порода становится гидрофильной, даже если в пласте она была смешанно или гидрофобно смачиваема. Смачиваемость определяет распределение фаз в порах, а значит — форму кривых относительной проницаемости, остаточную нефть и капиллярное давление. Нужен керн в естественном состоянии или с восстановленной смачиваемостью: насыщенный пластовыми флюидами и выдержанный при пластовой температуре несколько недель.
5
В опыте USBM получены площади $A_1 = 6{,}0$ кПа и $A_2 = 15$ кПа. Найдите индекс и оцените смачиваемость.
Жауабын көрсету
$W = \lg(6{,}0/15) = \lg 0{,}4 \approx -0{,}40$ . Значение отрицательное: вдавить воду в породу труднее, чем нефть, — порода умеренно гидрофобна.
6
Параметр насыщения по каротажу $R_t/R_0 = 25$ . Какую водонасыщенность дадут показатели насыщения $n = 2$ и $n = 4$ и что это значит для гидрофобного пласта?
Жауабын көрсету
$S_w = 25^{-1/n}$ : при $n = 2$ получаем 0,20, при $n = 4$ — $25^{-1/4} \approx 0{,}45$ . Если порода гидрофобна и истинный показатель около 4, стандартное $n = 2$ занизит водонасыщенность более чем вдвое и завысит нефтенасыщенность с 0,55 до 0,80.

Жаңартылған: 19 октября 2026 г.