دسته بندی سنگ مخزن بر اساس ترشوندگی

ترشوندگی سنگ مخزن به عوامل متعددی از قبیل موارد زیر بستگی دارد:

• جنس و مواد تشکیل دهنده سنگ مخزن
• هندسه فضاهای خالی سنگ
• ترکیب و مقدار نفت و آب
• دما و فشار
• مکانیزم های زمین شناسی
• تغییرات اشباع، فشار و ترکیب اجزا در طول تولید

برای تعیین ترشوندگی مخازن، ارزیابی خواص سنگ و سیال ضروری است. بر اساس نحوه پخش شدن سیالات بر روی سطح و زاویه تماس آن‌ها، سنگ‌های مخزن به دو دسته کلی آب-دوست (water wet) و نفت-دوست (oil wet) تقسیم می‌شوند. سنگ‌هایی که نه آب-دوست هستند و نه نفت-دوست، میانه (intermediate) یا خنثی (neutral) نامیده می‌شوند. در حالت ترشوندگی میانه کلیه قسمت‌های سطح سنگ ترجیح کم اما برابری برای آب-دوست یا نفت-دوست بودن دارند.

اندازه‌گیری ترشوندگی سنگ مخزن با استفاده از مغزه‌های گرفته شده از مخزن در آزمایشگاه انجام می‌شود و شدیداً به نحوه حمل مغزه وابسته است. مغزه‌ها باید طوری به آزمایشگاه منتقل شوند که خواص سطحی آن‌ها حفظ شود.

نکته: اغلب مخازن کربناته نفت-دوست هستند. در حالیکه در میان مخازن ماسه سنگی بررسی شده، این مخازن تقریباً به طور برابر آب-دوست یا نفت-دوست هستند.

سطح سنگ مخزن، تشکیل شده از کانی‌های زیادی با شیمی سطح و خواص جذب متفاوتی است که ممکن است سبب تغییراتی در ترشوندگی شوند. در حقیقت ممکن است اجزای نفت در قسمت‌هایی از سنگ جذب آن شوند و در قسمت‌هایی جذب نشوند. به همین دلیل مفهوم ترشوندگی جزئی (fractional wettability) یا ترشوندگی ناهمگن (heterogeneous wettability) یا نقطه‌ای (spotted wettability) توسط بسیاری از محققین پیشنهاد شده است. در این نوع ترشوندگی، قسمت‌هایی از سنگ شدیداً نفت-دوست هستند، در حالیکه قسمت‌های دیگر شدیداً آب-دوست هستند.

ترشوندگی مخلوط (mixed wettability): در این حالت حفرات کوچک توسط آب پر شده‌اند و آب-دوست هستند، در حالیکه حفرات درشت‌تر نفت-دوست هستند. بنابراین، نفت با یک اشباع بسیار کمی جابجا می‌شود که باعث بوجود آمدن اشباع نفت پسماند بسیار کم خواهد شد.

شرایط ترشوندگی مخلوط زمانی اتفاق می‌افتد که نفت به صورت یک فیلم مواد آلی فقط بر روی آن دسته از سطوحی که با نفت در ارتباط مستقیم هستند، رسوب کند و بر سطحی که با آب پوشیده شده‌اند، رسوب نکرده باشد.

منبع: کتاب «مهندسی مخازن گاز میعانی»، نوشته دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر

برای کسب اطلاعات بیشتر به این کتاب مراجعه کنید.

ترشوندگی (Wettability)

ترشوندگی یکی از خواصی است که ما قادر به اندازه گیری مستقیم آن در مخزن نیستم؛ یعنی اینکه نمی توانیم یک ابزاری را به داخل چاه بفرستیم و مقدار ترشوندگی را در شرایط مخزن محاسبه کنیم. در حقیقت ما فقط قادر به تخمین کیفی مقدار ترشوندگی هستیم.

ترشوندگی تأثیر زیادی بر روی نفوذپذیری نسبی، فشار موئینگی، بازدهی فرایند سیلاب زنی، ضریب بازیافت، اشباع نفت باقیمانده، اشباع آب کاهش نیافتنی، خواص الکتریکی سنگ مخزن و محاسبات نفت در جا دارد. 

تعریف ترشوندگی:

فرض کنیم که دو سیال غیر قابل امتزاج (برای مثال آب و نفت) بر روی سطح یک سنگ قرار دارند. تمایل یک سیال برای پخش شدن و یا چسبیدن بر روی سطح سنگ، در حضور سیال دیگر را ترشوندگی می نامند. ترشوندگی نقش مهمی را در تولید نفت و گاز ایفا می کند زیرا نه تنها توزیع اولیه سیالات را تعیین می کند بلکه عامل مهمی در فرایند جریان سیال در سنگ مخزن است. درجه ترشوندگی جامدات بوسیله مایعات معمولاً با توجه به زاویه تماسی که سطح مایع-مایع با جامد می سازد، اندازه گیری می شود.

در محیط متخلخل مخازن هیدروکربنی، ترشوندگی به عنوان یک عامل مهم جهت کنترل مکان، جریان و توزیع سیالات در مخزن شناخته می شود. ترشوندگی یک سیستم (که شامل آب سازندی، نفت خام و سنگ می باشد) تأثیر زیادی بر روی جریان سیال در مدت بازیافت نفت می گذارد. 

یک قطره سیال بر روی یک سطح صاف جامد می تواند شکل های مختلفی به خود بگیرد. شکل مربوط با توجه به ترشوندگی سطح، می تواند مسطح یا به شکل یک صدف باشد. شکل زیر خاصیت ترشوندگی یک سطح جامد را نشان می دهد. در صورت وجود دو سیال آب و هوا، آب فاز تر و برای هوا و جیوه، هوا فاز تر است.

معمولاً از زاویه تماس به عنوان معیاری برای تعیین ترشوندگی استفاده می شود. در حالت سیال تر، زاویه تماس (تتا) از 90 درجه کوچک تر است. اگر زاویه تماس بزرگ تر از 90 درجه باشد، سیال غیرتر خواهد بود.

در حدود 150 سال قبل Young زاویه تماس را به صورت پیامدی از تعادل استاتیک بین یک قطره مایع بر روی سطح صاف یک جامد تعریف کرد. قطره مایع به دلیل کشش سطحی (Interfacial Tension) که بر روی آن اثر می کند، شکل مشخصی به خود می گیرد. این تنش ها عبارتند از:

کشش سطحی و در نتیجه زاویه تماس به دما بستگی دارد. در دمای اتاق کشش سطحی بین آب و هوا، 0.073N/m و بین نفت و آب حدود 0.03N/m است.

منبع: کتاب «مهندسی مخازن گاز میعانی»، نوشته دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر

اشباع نفت باقیمانده در سیستم نفت-آب

زمانی که هیدرورکربن های مخزن وارد حفرات شده اند، ممکن است که در دماهای بالا، برخی از اجزای هیدروکربن شروع به تر کردن سطح برخی از سنگ ها کنند. ترشوندگی یک پدیده پیچیده ای است که به ترکیب سنگ، ترکیب هیدروکربن و ترکیب و PH آب سازند بستگی دارد. برخی اجزای هیدروکربن ها نقش مهمی در این فرایند تر کردن سطح سنگ دارند که عبارتند از: 

• رزین ها (یا NSO ها: هیدروکربن های شامل نیتروژن (nitrogen)، سولفور (sulphur) و اکسیژن (oxygen))
• آسفالتین ها

همان گونه که در شکل بالا دیده می شود، در طی فرایند آشام (imbibition)، اشباع آب افزایش می یابد و سپس در طی فرایند تخلیه ثانویه (secondary drainage)، اشباع آب کاهش می یابد. نکته قابل توجه در اینجا این است که مسیر primary drainage با مسیر secondary drainage یکسان نیست و به این پدیده، پسماند (saturation hysteresis) می گویند. دلیل ایجاد این پدیده، تغییر ترشوندگی سنگ است. 

در طی فرایند آشام، اشباع آب افزایش می یابد و در طی فرایند تخلیه، اشباع آب کاهش می یابد.

اشباع آب تأثیر عمده ای بر کنترل ترشوندگی دارد: برای مثال، در یک نمونه که 100 درصد با آب اشباع شده است، به دلیل اینکه هیچ گونه تماسی با هیدروکربن وجود ندارد، نمونه تنها می تواند آب-دوست باشد. به تدریج که اشباع آب کمتر می شود، اجازه دسترسی هیدروکربن به سطح سنگ بیشتر می شود و بنابراین پتانسیل تغییر ترشوندگی بیشتر می شود. هرچه تغییر ترشوندگی بیشتر شود، اثر پدیده پسماند نیز بیشتر می گردد (یعنی اختلاف نسبت به منحنی تخلیه اولیه بیشتر می شود).

ترشوندگی یک عامل کنترل کننده قوی ای برای فشار موئینگی و نفوذپذیری نسبی است. 

اگر فشار در فاز هیدروکربن (Pnw) کاهش یابد، ممکن است آب طی یک فرایند مکش موئینگی (capillary suction) یا "imbibition" یک جریان برگشتی داشته باشد. این فرایند در شکل بالا نشان داده شده است. زمانی که فشار فاز های تر و غیر تر برابر باشند، فشار موئینگی برابر صفر می شود (Pc=Pnw-Pw) و اشباع نفت در این نقطه به این صورت تعریف می شود: اشباع نفت باقیمانده پس از آشام خودبه خودی (Spo). در مواردی که فشار فاز آب افزایش یافته است (Pw>Pnw)، آب بیشتری نمی تواند وارد مغزه شود.

اگر Pw بیشتر از Pnw باشد، آنگاه Pc مقداری منفی دارد و فرایند آشام آب به صورت اجباری صورت می گیرد (مثل اینکه آب را تزریق کرده ایم). قسمتی از منحنی Pc که بیانگر تغییرات اشباع در اثر Pc منفی می باشد را با نام  آشام اجباری (forced imbibition) نمایش می دهند و بسته به ترشوندگی و مکانیسم جابجایی، اشباع نفت ممکن است بیشتر کاهش یابد و سر انجام به مقدار اشباع نفت باقیمانده (Sor) برسد (در برخی از جاها با Sro نیز نمایش می دهند). بنابراین اشباع نفت باقیمانده برابر با مجانب منحنی آشام اجباری می باشد و به Swi (نقطه شروع فرایند آشام) و فرایند جابجایی بستگی دارد.

تذکر: دقت شود که در این مثال فقط نیروهای موئینگی را در نظر گرفتیم و نیروهایی مثل ویسکوز و گرانش را در نظر نگرفتیم.

سه تعریف اصلی برای اشباع نفت باقیمانده وجود دارد:

1- اشباع نفت باقیمانده حقیقی (true residual oil saturation - Srot): اشباع نهایی نفت در سطح میکروسکوپی که می توان به آن دست یافت به شرط اینکه اثر نیروهای ویسکوز، موئینگی و گرانش را در نظر بگیریم.

2- اشباع نفت باقیمانده (Remaining Oil Saturation - ROS): این اشباع در زمان پایان عمر یک میدان و در درون حفراتی که با آب در تماس هستند و بوسیله آب جاروب شده اند، بدست می آید. مقدار این اشباع به اشباع نفت باقیمانده حقیقی، جاروب میکروسکوپی، راندمان جاروب ناحیه ای (areal sweep efficiency) و تعداد pore volume هایی که به داخل حفرات تزریق کرده ایم بستگی دارد. مقدار این اشباع در نواحی مختلف مخزن متفاوت است، برای مثال مقدار ROS نزدیک چاه تزریقی کمتر از مقدار ROS در نزدیک چاه تولیدی می باشد.

3- اشباع نفت باقیمانده (Srow): مقدار نهایی اشباع نفت که از آزمایش های سیلاب زنی در آزمایشگاه بدست می آید و به دبی اعمالی (یا اختلاف فشار)، اثر انتهایی موئینگی (capillary end effect) و روش انجام تست بستگی دارد.

ترشوندگی تأثیری زیادی بر روی Sro می گذارد. برای سنگ هایی که کیفیت یکسانی دارند، سنگی که neutral wet (یا intermediate) باشد دارای Sro کمتری نسبت به سنگ شدیداً آب-دوست (strongly water-wet) می باشد. بنابراین مقدار بازیافت در سنگ هایی که دارای ترشوندگی متوسط هستند، زیاد است.

منبع: Core Analysis: A Best Practice Guide

اشباع آب کاهش نیافتنی (Irreducible Water Saturation)

در یک مغزه آب-دوست (که در ابتدا با آب اشباع شده است)، آب توسط نفت یا گاز (فاز غیر تر) محاصره شده است. تعریف فشار موئینگی (capillary pressure) به صورت Pc=Pnw-Pw می باشد. با توجه به این تعریف، اگر فشار در فاز تر (آب) و فاز غیر تر (هیدروکربن) برابر باشند، آنگاه مقدار فشار موئینگی برابر صفر است و فاز غیر تر نمی تواند به حفراتی که توسط آب پر شده اند (Sw=1)، وارد شود. زمانی که فشار فاز غیر تر (Pnw) که بیرون از دهانه حفرات قرار دارد، بیشتر از فشار فاز تر (Pw) است، فشار موئینگی مقداری مثبت دارد و اشباع آب کاهش می یابد.

اگر فشار در فاز هیدروکربن (فاز غیر تر) افزایش یابد، سطح مشترکی که در تمام ورودی های حفرات وجود دارد به سمت داخل خم می شوند و این خم شدن تا زمانی ادامه می یابد که در یک فشار بحرانی به یک انحنای بحرانی برسیم (که این فشار اعمالی بحرانی، برابر با فشار موئینگی بزرگ ترین حفرات می باشد).

با افزایش فشار فاز هیدروکربن، هیدروکربن به داخل بزرگ ترین حفرات (که دارای کمترین فشار موئینگی می باشند) حرکت می کند و آب را مجبور می کند تا از حفرات خارج شود؛ در این هنگام اشباع آب کاهش می یابد. 

نقطه ورود اولیه هیدروکربن را فشار ورود و یا فشار آستانه (threshold pressure) می نامند. افزایش بیشتر فشار هیدروکربن باعث نفوذ تدریجی آن به حفرات ریزتز می شود. 

در این مرحله، اشباع آب شامل دو مورد زیر است:

• آب به دام افتاده در کوچکترین حفرات
• و یک فیلم آب که سطح سنگ رو پوشانده است

این را «اشباع آب کاهش نیافتنی» می نامند و با نماد Swir و یا Swirr نشان می دهند. کل این فرایند «تخلیه» (drainage) نامیده می شود یعنی: کاهش اشباع فاز تر.

یک منحنی مربوط به فرایند تخلیه ابتدایی (primary drainage) در زیر نشان داده شده است. همان طور که در شکل دیده می شود، سنگی که کیفیت خوبی ندارد (حفرات آن ریز است)، دارای فشار آستانه بیشتری است؛ زیرا در حفرات ریز، فشار موئینگی زیاد است و بنابراین فشار زیادی لازم است تا هیدروکربن بتواند وارد حفرات ریزی که در آن ها آب قرار دارد، بشود. از آنجایی که هیدروکربن به سختی می تواند وارد این حفرات ریز بشود، در نتیجه اشباع آب کاهش نیافتنی در اینگونه سنگ ها زیاد است.

منبع: Core Analysis: A Best Practice Guide