Мар 14
Недавно пришлось столкнуться с капиллярными кривыми с отрицательными значениями. Странно что они называются миксед ветабилити рок. При низких водонасыщенностях положительное значение, при высоких -отрицательное. Мое понимание про капилярное давление ассоциируется с трубками, где угол жидкости и уровень указывает на смачиваемость, а тут такие данные, что трудно объяснить сие визуально. Что это?
Опубликовано
15 Мар 2014
Активность
25
ответов
9698
просмотров
10
участников
6
Рейтинг
Можете подробнее сказать, с чем именно Вы столкнулись.
Так же очень важно знать, как именно проводился эксперимент по регистрации капиллярных кривых. Чтобы ответить на Ваш вопрос нужно точно знать технические нюансы проведения эксперимента (тип жидкости, тип оборудования и т.д. и т.п.)
Может это были результаты измерения методом USBM? Тогда знак "минус" у давления - просто результат пересчета для наглядности, сопоставления площадей под кривой и вычисления индекса смачиваемости.
В общем, картинку в студию :)
Кажется я не правильно объяснил, сорри.
Дело в том что кривые не экспериментальные а из учебника. Внизу приведена кривая для смешиваемого смачивания. Вопрос как представить визуально это на деле и вообще откуда ноги?
Ну как-как, есть набор трубок разного радиуса, по тонким трубкам вода забирается наверх (смачивает), а по толстым наоборот спускается вниз (не смачивает). У разных трубок разная смачиваемость.
Чтобы понять эту кривую надо обратить внимание на то, что речь идет именно о "смешанной смачиваемости" породы, а не о "смешиваемом вытиснении". Явления смачиваемости возникают на границах трех и более систем. В данном случае вода-нефть-порода. Порода по своей смачиваемости может быть гидрофильна или гидрофобна. В случае если порода гидрофильна (любит воду) вода поднимается под действием "капиллярных сил" = "сил поверхностного натяжения"="сил смачиваемости" вверх от FWL. В случае если порода гидрофобна - уже нефть "опускается" ниже FWL под действием "капиллярных сил". Но реальный керн по минеральному составу не однороден и в нем может присутствовать какой-то процент "гидрофильных" и какой-то процент "гидрофобных" капилляров. Как результат - хвостики вниз (как на рисунке) от гидрофобных каппиляров. Реальные кривые на "российском" керне часто содержат небольшие "хвосты" после выхода каппилярной кривой в горизонт. В большинстве своем "западно-сибирсикие" керны - гидрофильны. Хвостики отбрасывают, сглаживают и т.п. Однако при условии, что это корректно проведенные эксперименты, а не "раскручивание центрифуги до первой космической", то хвостики показывают "смешанную смачиваемость породы". Но поскольку понятия "зеркало воды" при исследовании керна нет, то и разместить "истинный" ноль исследователь не пытается. Где хвосты "реальные", а где "мнимые" вопрос сложный и требует детального изучения процесса проведения эксперимента ... ну и консультации со специалистом из лаборатории.
Как убедиться что все вышесказанное верно, а не плод фантазии автора? Берем ECLIPSE-100, создаем два региона с одинаковым зеркалом воды. В одном нулевые каппилярные кривые, а во втором - задаем каппилярку с переходом через ноль и отрицательными значениями. Наблюдаем как вода поднялась выше FWL на расстояние H1 = Pmax / (Ro wat - Ro oil ) / g , где Pmax - максимальное значение заданной каппилярной кривой и как нефть опустилась ниже заданного FWL на глубину H2 = Pmin / (Ro wat - Ro oil) / g , где Pmin - минимальное "отрицательное" значение. Плотности используем в пластовых условиях, размерности уточняем сами ..... Убеждаемся что (покрайней мере по Азизу) отрицаетльные значения "каппилярной кривой" означают именно описанный выше эффект смешанной смачиваемости.
Как-то так.
С уважением, Инженер.
Первое что нужно понять - капиллярное давление определяется разностью давлений несмачивающей фазы и смачивающей. В случае когда нефть несмачивающая среда, то это разность между давлением нефти и давлением воды.
Но полное смачивание одним флюидом и неполное смачивание другим применительно к минералам, слагающим горную породу, невозможно.
Порода всегда имеет смешанную смачиваемость, однако когда говорят о смачивании водой, то принимают тот случай, когда порода преимущественно смачивается водой и не смачивается нефтью.
Шкала по оси У отложена с учетом того, что капиллярное давление расчитано по разности давления нефти и давления воды.
Теперь к эффекту на графике. Процессу imbibition всегда предшествует процесс drainage - это когда несмачивающая фаза вытесняет смачивающую. Чем большую насыщенность набирает несмачивающая фаза (нефть) тем выше капиллярное давление. В конечном итоге, нефть неспособна вытеснять больше воду, какое бы давление не приложено было, и в данном случае насыщенность воды достигает irreducable water saturation. Таким образом drainage в природе является процессом миграции нефти в ловушку.
Следующий процесс - imbibition - смачивающая фаза (вода) вытесняет нефть, и в данном случае на начальном этапе идет уменьшение капиллярного давления. Однако в определенный момент так как порода всегда имеет смешанную смачиваемость дальнейшее вытеснение нефти невозможно по капиллярным же причинам - теперь уже капиллярные силы мешают вытеснению нефти водой из-за того, что нефть тоже в определенной степени смачивает горную породу (в этот момент кривая капиллярного давления выходит в отрицательные величины, где давление в водной фазе должно быть выше чем давление в нефтяной фазе для продолжения вытеснения. Но так как давление по оси Y отложено изначально как Poil-Pwat, то кривая уходит в отрицательные значения, хотя на самом деле происходит рост капиллярного давления). Этими явлениями и обуславливается наличие residual oil saturation и такова природа этого понятия. В трещинноватых залежах данный эффект имеет ключевое значение для определения recovery factor. Все это описывает процесс закачки воды или движение пластовой воды.
Действие ПАВ, а так же различные другие методы EOR направлено в том числе на увеличение recovery factor на pore level -на уменьшение residual oil saturation путем изменения поверхностного натяжения (уменьшение поверхностного натяжения приведет к уменьшению капиллярного давления) и смещения данной кривой в сторону а так же изменения ее формы.
Secondary drainage - это когда в будет происходить вытеснение воды нефтью в пласте после процесса imbibition.
Так же фундаментально то, что существование вообще кривых относительных проницаемостей отличных от двух прямых проходящих крест-накрест обусловлено как раз наличием капиллярного давления и капиллярных эффектов.
Еще комментарий посвященный тому, что написал Инженер.
Некорректно написана часть про инициализацию и все что включало в себя FWL.
То состояние насыщенности, которое моделируется в процессе инициализации, является результатом процесса Drainage, кривая капиллярных давлений для которого всегда имеет положительное значение в осях представленного графика, хотя сама на нем не представлена. Соотвественно никакие кривые imbibition с отрицательными значения недопустимо использовать для описания начального состояния залежи.
Собственно к терминологии теперь
Free Water Level - это уровень, где капиллярное давление равно нулю. Логично что насыщенность водой там 100%.
Oil-water contact - уровень, где насыщенность водой равна 100%, но капиллярное давление достигает значение threshold pressure. Threshold pressure - это капиллярное давление, которое нужно достигнуть разности давлений между несмачивающей фазой (нефтью в данном случае) и смачивающей фазой (водой), чтобы начать уменьшение насыщенности воды и увеличение насыщенности нефти. Грубо говоря, чтобы поры начали заполнятся не только смачивающей фазой, но и несмачивающей.
Если threshold pressure равно нулю, то FWL=OWC.
А есть хоть какие-то работы, публикации, подтверждающие, что Западно-Сибирский керн в основном гидрофильный? Может где-то извлекали керн с сохранением пластовых условий или проводились серьезные лабораторные работы по изучению смачиваемости? Я поясню вопрос - есть два факта:
1. В процессе подготовки керна смачиваемость меняется и керн чаще всего становится более гидрофильным.
2. У нас лаборатории работают по Российским ОСТ, в которых рекомендуется проводить состаривание керна в течение 12-24 часов. Я видел несколько публикаций, в которых изучалось восстановление смачиваемости при состаривании керна, 12-24 часа почти никогда недостаточно для восстановления исходной смачиваемости. Вместо 24 часов рекомендуется выдерживать как минимум 20 дней.
Кто что знает об этом?
Из твоего поста я понимаю что надо не только жидкости смотреть но и породу. До сих пор такого не встречал. Все что есть это поверхностное натяжение между двумя жидкостями. Когда изменяешь состав жидкости то угол и натяжение изменяется это никак не связоно с породой, только с жидкостями. У тебя не правильное понимание всего процесса. Для примера, по твоему если я смажу стол и пропитаю составом Х для изменения состав поверхности породы то ртуть может просочиться в нее? Это абсурд. Только добавив в ртуть дисперсионную жидкость (если такая есть) ты сможешь заставить просочиться ее в стол. Не знаю откуда ты начитался о таких вещах, ты прям как Брусиловский который начитался всяких вещей и не поняв смысла написал книгу по своему пониманию, так и твое изложение искаженное понимание вещей.
Ничего не понял из того что ты написал.
Если тебя не устраивает все объяснение процесса, которое я тебе предоставил, и ты считаешь что это не так - флаг в руки.
А по поводу цитаты - имелось в виду что породы слагаются не одним типом минералов, а как правило, несколькими. Которые могут отличаться по смачиваемости. И сама история насыщенности породы влияет на смачиваемость.
"Из твоего поста я понимаю что надо не только жидкости смотреть но и породу. До сих пор такого не встречал. " Не знаю как ты смачиваемость рассматриваешь конечно, но она определяется силами взаимодействия между молекулами жидкости, и силами взаимодействия между молекулами жидкости и молекулами смачиваемого тела. И если молекулы жидкости притягиваются друг к другу сильнее, чем к молекулам смачиваемого тела, то говорят, что жидкость несмачивает поверхность, и образует каплю на ней. Если же молекулы жидкости притягиваются к молекулам смачиваемого тела сильнее, чем друг к другу, то происходит смачивание и жидкость растекается по поверхности. Так, вода смачивает стекло, но не смачивает парафин. Так что не знаю как ты собираешься рассматривать смачиваемость отдельно от породы.
Брусиловских не знаю, слышал только что с ПВТ как то связан. Меня ПВТ учил Кертис Витсон, потому не знаком с русским пониманием ПВТ процессов и трудами Брусиловского.
Я наверняка не так детально знаком с темой. Но твое объяснение не соответсвтует фундаментальным понятиям. Смачиваемость это термин определяющий взаимодействие между жидкостями. Жидкостями, порода тут ни при чем.
История насыщенности это функция связонности пор а не смачиваемости породы. Чем больше связанность пор (песчанник) тем жидкость имеет доступ к большом объему пор чем меньше связанность пор (карбонат) тем меньше, отсюда и исходят кривые гистеризисов. В твоих словах есть зерно логики, но из-за того, что фундаментальные понятия неправильны все объяснение неправильно и искажает всю суть.По твоему если я возьму две породы с одинаковыми проницаемостями и поровым пространством но с различной минерализацией то жидкость на одной расползется а на другой образует каплю? В корне неправильно. Никто не подтвердит и поддержит это утверждение. В корне неправильно.
Proman, все неправильно написали.
Fundamentals of Wettability
http://en.wikipedia.org/wiki/Wetting
Представь у нас система жидкость, жидкость, твердое тело. Вопрос что меняется?
Другой вопрос: ты можешь мне найти конкретно ссылку, где бы утверждалось, что смена поверхности влечет к изменению угла? В твоей ссылке нет такого, там все про разные жидкости, но твердое тело одно и то же.
Отсюда я могу сделать только один вывод. Да, безусловно, поверхность влияет, но по сравнению с поверхностным натяжениями между жидкостями этим можно пренебречь. В конце концов, мы имеем две жидкости, как ты представляешь это себе? Жидкость обвалакивает поверхность, то есть полностью прилипает и никак не хочет отлипать? Да это же клей... ))))
Fundamentals of Wettability - страница 46. Картинка: нефть, вода, горная парода - слева гидрофильная (water-wet) парода, справа гидрофобная (oil-wet).
Про обволакивание - картинка на странице 49.
Кажется, начинаю понимать о чем ты. Первый рисунок говорит что Шлюмовцы облажались. Второй рисунок по автомату неправильное объяснение если они ошибочно интерпретируют первый рисунок.
З.Ы. Если что я в универе сам измерял углы в лаборатории и более менее имею понятия в этом.
Что-то мне подсказывает, что ребята (см авторов) которые эту статью написали, не только эти самые углы в лаборатории измеряли в универе, но и статьи и книги пишут по этой теме и в этих самых универах преподают. Поэтому более менее понятия в этом у них тоже есть. :)
ОМГ, ему контрпример привели с парафином, стеклом, водой и воздухом, он все равно не верит... ProMan, это ненаучно!
Смена поверхности естественно ведет к изменению угла смачиваемости. Система вода-воздух поверхность тефлон или мрамор.
to ProMan, дело то как раз в смачиваемости породы (поверхности). Если Вы углы в лаборатории измеряли, то наверняка сталкивались с понятиями гидрофильная и гидрофобная поверхность, ну либо смешанного типа.
Я с таким же успехом мог бы Ньютона обвнить что его законы не правильны. Что то он не учел, в его первом законе не учтена сила трения! Как он мог утверждать что ускорение проприциально прикладываемой силе !? )))))) а я же чувствую что это не так ))))) толкаю ящик а он не идет ))))))) как Ньютон говорит.... ))))))
Я так понимаю много учеников Брусиловского на форуме собралось..... ;)
вообще-то это второй закон Ньютона ;)
В цитатник :))))))))))))))
Так можно дойти до того, что агрегатные состояния вещества считать плавно переходящими друг в друга и учитывать вязкость в капиллярных взаимодействиях. Гусь смазанный жиром все равно остается твердым телом в системе гусь-вода-воздух.