Капиллярное давление

С явлениями молекулярного притяжения частиц воды и породы, с поверх­ностным натяжением тесно связаны капиллярные явления. Капиллярность выражается в образовании мениска и подъеме или опускании уровня в трубке с незначительным диаметром над или под уровнем воды, в которую погружена трубка (рис.4.3). Подъем жидкости происходит при смачивании ею стенок трубки, а опускание — при несмачивании. Следовательно, давление р₁ на вогну­той поверхности будет меньше, а давление р ₂ на выпуклой поверхности больше нормального значения давления на плоской поверхности, равного К.

Разность давления Δр называется капиллярным давлением. Она может быть определена на основании упрощенной формулы Лапласа

При прочих равных усло­виях высота капиллярного подъема воды увеличивается: а) при умень­шении диаметра капиллярной трубки; б) при увеличении плотности нефти; в) при уменьшении краевого угла смачивания; г) при увеличении поверхностного натяжения на границе вода-нефть.

На капиллярное поднятие влияют температура воды и концентрация солей в воде.

Рис.9.3. Явление капиллярного подъема

а - жидкость смачивает; б - не смачивает стенки трубки

С увеличением температуры понижается поверхностное натяжение, следовательно, уменьшается и высота капиллярного подъема. Если обозначить высоту поднятия при температуре t через h, а высоту поднятия при 0 ° через h_{0 ,} то h_t = h₀ (1-0,002 t). С увеличением кон­центрации солей в воде увеличивается поверхностное натяжение. Следовательно, минерализованная вода поднимется выше, чем пресная.

Рис.9.4.Размещение нефти, газа и воды в пласте

I - газовая шапка; II - зона перехода газ-неф­ть; /// - нефтяная залежь; IV - зона перехода неф­ть-вода; V - водоносная зона; 1 - газ; 2 - нефть; 3 - вода

В нефтяных пластах на контактах вода-нефть и нефть-газ наблю­дается капиллярный подъем в первом случае воды, а во втором нефти, причем при наличии неоднородности песчаных коллекторов высота подъ­ема в различных поровых каналах неодинакова. Из-за этой особенности в нефтяных пластах обычно нет четких контактов между нефтью и водой и между газом и нефтью.

На рис.9.4 приведена схема ти­пичного размещения нефти, газа и воды в нефтяном пласте, 20% пор кото­рого составляют субкапиллярные ка­налы. Между нефтью и водой наблю­дается переходная зона мощностью в несколько метров. Обычно эта зона хорошо прослеживается на каротажных диаграммах скважин, вскрывших в по­дошве пласта воду, по постепенному повышению кажущегося удельного со­противления. Выше нефть залегает в капиллярных и сверхкапиллярных каналах, а в субкапиллярных каналах находится вода, т. е. 20% пор занято водой. Между газом и нефтью также наблюдается переходная зона, значи­тельно меньшая по высоте, так как поверхностное натяжение нефти мень­ше, чем воды и, следовательно, меньше и высота капиллярного подъема нефти. В газовой шапке капиллярные поры за­няты газом, а субкапиллярные водой.

Переходная зона наблюдается и при движении фронтов воды или газа в пласте в процессе разработки. На основании экспериментальных работ предложена следующая формула для опре­деления мощности переходной зоны:

где h — мощность переходной зоны в см; σ — поверхностное натяжение на границе нефть — вода в дин/см; k — проницаемость в Д; т — коэф­фициент пористости; Δγ — разность плотностей пластовой нефти и воды или нефти и газа в г/см³.

При подсчете по формуле для коллекторов при постоянных значениях т = 0,2 и Δ γ = 0,28 г/см³ получены при изменении проницаемости от 0,1 до 2,0 Д значения мощности водонефтяной переходной зоны от 188 до 42 см.

Дата добавления: 2015-08-18