О структуре поверхностных слоёв существуют различные пред­положения. Многие исследователи, изучающие строение и толщину тонких слоёв жидкости, связывают образование поверхностных слоёв с поляризацией молекул и их ориентацией от поверхности твёрдого тела во внутренние области жидкости с образованием сольватных слоёв. Сольватными называются полимолекулярные слои ориентированных молекул, адсорбирующихся поверхностью зёрен породы. Сольватные поверхностные слои в порах пласта, заполненных нефтью, состоят из поверхностно-активных компонентов нефти.

Поверхностно-активные компонентов нефти могут концентри-роваться не только на поверхности, но и в приповерхностном объёме вблизи поверхности раздела. По результатам измерений Б. В. Дерягина и М. М. Кусакова толщина смачивающих плёнок водных растворов солей на различных поверхностях составляет около 0,1 мкм. По результатам исследований И. Л. Мархасина, толщина граничного слоя нефти остающегося на поверхности кварцевого песка, при вытеснении её с реально существующими градиентами давлений может достигать 2–3 мкм.

Эти слои отличаются от остальной части жидкости структурой и механическими свойствами – упругостью на сдвиг и повышенной вязкостью.

Особыми свойствами обладают также адсорбционные и связанные с ними сольватные оболочки на разделе фаз "вода–нефть" в залежи. Предполагается, что поверхностный слой на разделе фаз "вода–нефть" образуется в результате избирательного смачивания водной фазой гидрофильных участков их поверхности. В их состав входят нафтено­вые кислоты, низкомолекулярные смолы, коллоидные частицы высокомолекулярных смол и асфальтенов, микрокристаллы парафина, частицы минеральных солей в виде суспензий. Адсорбирующиеся на поверхности этих слоёв асфальто-смолистые вещества, переходящие в гелеобразное состояние, цементируют частицы парафина и минералов в плотный монолитный слой. В результате чего поверхностный слой ещё более утолщается и оказывает задерживающее влияние на процессы вытеснения.

Существование адсорбционных слоёв на разделе "остаточная вода–нефть" также оказывает некоторое задерживающее влияние смеши-вания нагнетаемых в пласт вод с остаточными.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССОВ

НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

Вскрытие пласта и начало его эксплуатации определяют динамический период в истории залежи. Закономерности изменения параметров пласта, движения нефти, газа, воды зависят от первоначальных параметров залежи, условий разработки и  её эксплуатации.

Источники пластовой энергии

Приток жидкости и газа из пласта в скважины происходит за счёт проявления упругих сил скелета пласта и насыщающих пористую среду флюидов и зависит от запасов пластовой энергии.

Запас пластовой энергии зависит от пластового давления. Начальное пластовое давление, до начала разработки залежи, как правило, связано с глубиной залегания пласта: Р_пл Þ f(Н_пл).

На продуктивный пласт оказывает влияние горное давление. Оно слагается из вертикального горного давления (Р_z = ρ_ж·g·Н), бокового горного давления Р_x = n·Р_z, на небольших глубинах и при условии что оно равномерно распределено составляет часть вертикального давления, где n – коэффициент бокового распора, который оценивается:

 n =ν/(1 – ν),                                             (7.1)

где ν – коэффициент Пуассона, характеризует упругие свойства породы.

В зависимости от геологического строения района и залежи приток нефти, воды и газа к скважинам обусловливается за счёт видов и запасов пластовой энергии:

· напора краевых вод;

· напора газа, сжатого в газовой шапке;

· энергии газа, растворенного в нефти и воде и выделяющегося из них при снижении давления;

· упругости сжатых пород;

· гравитационной энергии.

В зависимости от вида преимущественно проявляющейся энергии вводят понятия режимов работы залежи: водонапорный, режим газовой шапки (газонапорный), растворенного газа, упругий или упруговодонапорный, гравитационный и смешанный.

Водонапорный режим газовых месторождений, так же как и нефтя­ных залежей, возникает при наличии активных краевых вод или при искусственном заводнении пласта. Газовый режим залежи (режим расширяющегося газа) возникает при условии, когда единственным источником является энергия сжатого газа, то есть когда пластовые воды не активны.

Запасы пластовой энергии расходуются на преодоление сил вязкого трения при перемещении жидкостей и газов к забоям скважин, на преодоление капиллярных и адгезионных сил.

Силы, действующие в залежи

Гидравлические сопротивления во время движения жидкости в пористой среде про­порциональны скорости потока и вязкости жидкостей. Эти сопротивления аналогичны сопротивлению трения при движении жидкости в трубах. В отличие от движения жидкости в трубах характер её течения в микронеоднородной пористой среде имеет свои особенности. По результатам наблюдений за движением воды и нефти в пористой среде установлено, что в области водонефтяного контакта вместо раздельного фронтового движения фаз перемещается смесь воды и нефти. Жидкости в капиллярных каналах разбиваются на столбики и шарики, которые на время закупоривают поры пласта вследствие проявления капиллярных сил. Подобное образование смеси наблюдалось и в единичных капиллярах.

Чтобы представить механизм проявления капиллярных сил при движении водонефтяной смеси, остающейся позади водонефтяного контакта, рассмотрим условия пере­мещения столбика нефти в цилиндрическом капилляре, заполненном и смоченном водой (рис. 7.1).

Рис. 7.1. Схема деформации капли нефти при её сдвиге в капилляре

Под действием капиллярных сил столбик нефти будет стремиться принять шаро­образную форму, оказывая при этом давление (Р) на плёнку воды между стенками капил­ляра и столбиком нефти:

,                                        (7.2)

где s – поверхностное натяжение на границе "нефть–вода";
R – радиус сферической поверхности столбика нефти;

r – радиус её цилиндрической поверхности.

Под действием давления, развиваемого менисками, происходит отток жидкости из слоя, отделяющего столбик нефти от стенок капилляра, продолжающийся до тех пор, пока плёнка не достигнет равновесного состояния. Эти плёнки обладают аномальными свойствами, в частности повышенной вязкостью, и поэтому они неподвижны. Следовательно, с началом движения столбика нефти в капилляре возникнет сила трения, обусловленная давлением нефти на стенки капилляра. Кроме того, прежде чем столбик нефти сдвинется с места, мениски на границах фаз деформи­руются и займут положение, изображенное пунктирными линиями.

    Разность давлений, созданных менисками, будет создавать силу, противодействующую внешнему перепаду давлений – капиллярное давление:

.                             (7.3)

Описанное явление, сопровождающееся действием дополнительных сопротивлений при движении пузырьков газа и несмешивающихся жидкостей в капиллярных каналах, впервые исследовано Жаменом и названо его именем – эффект Жамена. Многочисленные эффекты Жамена возникают также при движении газоводонефтяных смесей в пористой среде. Дополнительное сопротивление и капиллярное давление для единичных столбиков могут быть невелики.

Но в пористой среде столбики образуются в больших количествах, и на преодоление капиллярных сил затрачивается значительная часть пластовой энергии. Капиллярные силы способствуют уменьшению проницаемости фаз.

В пористой среде водонефтяная смесь движется в капиллярах переменного сечения, при этом происходит деформация капель. При переходе глобул и шариков нефти, воды или газа из широкой части канала в суженную вследствие неравенства радиусов кривизны менисков возникает дополнительное противодавление

 Р = 2σ·(1/R₁ – 1/R₂),                                    (7.4)

где R₁ и R₂ – радиусы кривизны менисков глобул в суженной и расширенной части канала.