СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГЕТЕРОГЕННОЙ СМЕСИ Российский патент 2000 года по МПК E21B49/00 

Описание патента на изобретение RU2149262C1

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для определения технологических свойств пластов и содержания в них полезного ископаемого при оценке целесообразности их разработки, выборе наиболее эффективных и экологически приемлемых эксплуатационных технологий, контроле за полнотой извлечения полезного компонента, а также при сооружении подземных хранилищ или могильников для захоронения промышленных отходов.

Известно достаточно большое количество способов построения петрофизических моделей горных пород, которые в настоящее время широко используются на практике, например, для определения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по их упругим, нейтронно-радиометрическим, электрическим и другим физическим характеристикам [1, 2, 3, 5].

Ближайшим по своей сути к предлагаемому способу является способ, запатентованный Орловым В.Н. [6].

Этот способ заключается в построении такой физической модели породы-коллектора, в которой значение искомого интегрального параметра определяют через долевые вклады, физические свойства, размеры и форму каждой составляющей смесь компоненты. При создании структурной компоновки из отдельных элементов размещают (n-1)-ю компоненту в пространстве, заполненном одной из компонент и образующем вмещающую среду, используя операции последовательного смешения и вложения, и при этом по меньшей мере для одной n-компонентной смеси дополнительно создают обратную сопряженную n-компонентную смесь. В результате применения изложенных принципов и приемов может быть, например, сконструирована модель глинистого водонефтенасыщенного коллектора, представленного четырехкомпонентной смесью, из которых две компоненты (жесткие зерна скелета и обладающая текучестью нефть) являются неэлектропроводными, а две другие обладают собственными электропроводностями и представляют собой способную к перемещению воду и неподвижную пластичную "влажную глину", состоящую из пеллитовой фракции со связанной водой. Для удельной электропроводности такого коллектора (σвнгл

) получен класс моделей вида:
σвнгл
= f(F1,F2,F3oглввгл)...1,
где F1 - коэффициент формы зерен однородного скелета, размещенного в пространстве трехкомпонентной смеси (вода, нефть, глина);
F2 - коэффициент формы включений для подвижной текучей компоненты (нефть, вода);
F3 - коэффициент формы включений для пластичной компоненты (однородная "влажная глина");
ωo =Vо/Vп = объемная доля порового пространства, которое открыто для заполнения его водонефтяной смесью объемом Vо в породе объемом Vп;
ωгл = Vгл/Vп - объемная доля глинистой компоненты, обладающей удельной электропроводностью σгл и занимающей объем Vгл, который заполнен сорбирующими воду частицами вместе со связанной водой;
ωв =Vв/Vп - объемная доля воды, занимающая объем Vв в пространстве объема Vо;
σв - удельная электропроводность воды в пространстве объема Vо.

Основной принципиальный недостаток данного способа заключается в том, что при конструировании моделей гетерогенных сред, состоящих из 3-х и более элементов, из которых по меньшей мере две компоненты различаются по физическим свойствам (например, по электропроводностям, не равным 0 или ∞, в некоторых случаях можно подобрать такие пропорции между относительными долевыми вкладами отдельных элементов в смеси, при которых значения совокупного интегрального параметра будут иметь одинаковые величины, т.е. при определенных условиях существуют области, в которых различные среды эквивалентны по искомому параметру. На практике указанная ситуация может возникать при проходке скважиной пластов-коллекторов, в поровом пространстве которых в результате техногенного воздействия подвижная часть исходного порового флюида (например, водонефтяная смесь) вытесняется, замещаясь при этом в целом или поэлементно фильтратом бурового раствора или другой технологической жидкостью при ее закачке в пласты [4].

Эти обстоятельства приводят к тому, что использование построенной таким образом модели в зависимости от соотношения требований к точности и размеров областей эквивалентности может быть существенно ограничено, а в указанных областях и вовсе неприемлемо.

Предлагаемый способ в значительной степени устраняет изложенные недостатки за счет использования при построении петрофизических моделей структурной упаковки, которая, кроме упомянутых выше приемов, дополнительно позволяет учитывать возможность формирования в коллекторе комбинации различных структур, образованных смесями, в которых один из элементов вводят в смесь так, что он замещает, вытесняя всю смесь целиком или одну из компонент смеси последовательными порциями, пропорциональными заданным фазовым проницаемостям вытесняемых смесей или элементов.

Пример. Способ может быть реализован с помощью физического и математического моделирования на примере построения одного из вариантов петрофизической модели глинистого водонефтенасыщенного коллектора с пористостью ωо = 0,2 и глинистостью - ωгл =0,1, при удельном электрическом сопротивлении (УЭС) глинистой компоненты - ρгл = 1/σгл = 5 oмм.
Будем целиком заполнять поровое пространство ωo этого коллектора нефтью (ωн) и водой (ωв) в различных долевых соотношениях так, чтобы (ωнв) = ωo или, что то же самое, (Kн + Kв) = 1, т.к. Kн = ωнo и Kв = ωвo. Описание значений УЭС такого глинистого водонефтенасыщенного коллектора в соответствии с формулой I приведено на фиг. 1, где показан характер его изменения в зависимости от содержания в водонефтяной смеси воды для двух ρв1 =2 Ом•м и ρв2 = 0,1 Ом•м) различных удельных сопротивлений воды в этой смеси. Построенная таким способом модель с успехом используется для определения содержания нефти в поровом пространстве породы-коллектора по значению ее УЭС при подсчете запасов в недрах. Если применять предложенный в прототипе подход без каких-либо дополнительных условий, то можно построить 5-ти компонентную модель вида:
σвнгл

= f(F1,F2,F3oглглв1в1в2в2)...2,
где F1, F2, F3 ωo, ωгл, σгл - имеют тот же смысл, что и в формуле I, а ωв1 и ωв2 - объемные доли воды с УЭС, равными соответственно ρв1 и ρв2.
При произвольном выборе ωв1 и ωв2 и выбранной структурной упаковке интегральные значения удельной электропроводности σвнгл
будут размещаться во всем пространстве, ограниченном кривыми 1 (шифр - ρв1 и 2 (шифр - ρв2 ). При этом значения Kв, отложенные на фиг. 1 по горизонтальной оси, будут соответствовать - Kв = Kв12 = ωв1oв2o = Kв1 + Kв2, а при ωв1 или ωв2, равными 0, модель по формуле 2 переходит в выражение 1. Не трудно увидеть, что в этом случае для некоторых интервалов различным значениям Kв = Kв12 будут соответствовать одинаковые σвнгл
, т.е. для различных сред наблюдается эквивалентность по искомому параметру.

Будем теперь вводить одну из компонент порциями в соответствии с заданными фазовыми проницаемостями исходно содержащейся в порах водонефтяной смеси. Зададим исходные условия, при которых вода в количестве 20%, т.е. Kв = 0,2, в водонефтяной смеси обладает ρ = ρ1 = 2 Ом•м, и при этом относительная фазовая проницаемость воды намного больше, чем у нефти. Тогда будем вводить воду с ρ = ρ2 = 0,1 Ом•м, так, что ею последовательно замещаем сначала, до полного вытеснения, всю исходную воду, а затем нефть. Изменение интегрального значения УЭС для построенной таким образом модели в соответствии с выражением 2 будет иметь вид (кривая 1), показанный на фиг. 2. Если зададим условие, при котором относительная фазовая проницаемость нефти много больше чем воды, то характер изменения УЭС описывается кривой 2 (фиг. 2). В обоих случаях выбранному заполнению порового пространства ωo соответствует единственное значение интегрального параметра УЭС. Аналогичным образом можно построить модели, в которых производят вытеснение замещая более электропроводную ρ = 0,1 Ом•м) воду менее электропроводной ρ = 2 Ом•м) водой (фиг. 3). В этом случае уже возникает эквивалентность по искомому параметру, но не в широкой области, а всего только в двух точках. Можно построить и другие модели с учетом иного, более сложного характера вытеснения и замещения смеси исходного порового флюида. Например, при исходном значении в пласте Kв = 0,2 фильтратом бурового раствора сначала вытесняют только нефть до тех пор, пока общее количество воды, равное сумме фильтрата и пластовой воды, не будет равно оставшейся нефти, т.е. Kв12 = Kн = 0,5, а затем в равных долях последовательно вытесняют нефть и смесь из растворов с разными электропроводностями. Вариант такой модели показан на фиг. 4.

Преимущества предлагаемого способа заключаются в том, что он позволяет создать модели, которые могут при применяемой технологии вытеснения использоваться для определения подвижной и остаточной как нефти, так и воды, а также эффективной пористости с последующим переходом к оценке абсолютной проницаемости. Кроме того, исходя из реальной обстановки, она позволяет целенаправленно выбрать рациональные параметры вытесняющей компоненты и методику проведения работ на скважине таким образом, чтобы при определении флюидонасыщения пород-коллекторов по их УЭС была достигнута наибольшая точность и достоверность.

Для практической реализации способа составлено необходимое программно-математическое обеспечение применительно к разработанным конкретным моделям по решению прямых и обратных задач на персональном компьютере. Возможности способа изучались на материалах некоторых конкретных нефтегазовых месторождений. Полученные предварительные результаты свидетельствуют о хорошей сходимости вычисленных и экспериментальных данных, которые близки к точности методик проведения работ при определении искомых параметров.

Источники информации
1. Вендельштейн Б. Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. - М.: Недра, 1966.

2. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторных свойств и нефтегазонасыщения горных пород. - М.: Недра, 1975.

3. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. - М.: Недра, 1991.

4. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. - М.: Недра, 1978.

5. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. -М.: Недра, 1978.

6. Орлов В.Н. Патент N 2065042. Способ определения физических параметров гетерогенной смеси. Бюл. N 22. 10.08.96.

Похожие патенты RU2149262C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГЕТЕРОГЕННОЙ СМЕСИ 1995
  • Орлов Владимир Николаевич
RU2065042C1
Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин 2003
  • Афанасьев В.С.
  • Афанасьев С.В.
  • Афанасьев А.В.
RU2219337C1
СМАЗОЧНАЯ КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ БУРОВОГО РАСТВОРА НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ 1998
  • Андресон Б.А.
  • Острягин А.И.
  • Бочкарев Г.П.
  • Рекин А.С.
  • Любимов В.С.
  • Вахрушев Л.П.
  • Пеньков А.И.
RU2142978C1
СМАЗОЧНАЯ ДОБАВКА ДЛЯ БУРОВОГО РАСТВОРА НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ 2000
  • Умутбаев В.Н.
  • Андресон Б.А.
  • Бочкарев Г.П.
  • Мударисов М.И.
  • Ионов В.И.
  • Четвертнева И.А.
  • Челпанова Т.В.
RU2170243C1
Оценка смачиваемости поверхности порового пространства горных пород на основе диффузионно-адсорбционной активности 2018
  • Шишлова Людмила Михайловна
  • Гвоздик Семен Петрович
RU2681973C1
СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ 2015
  • Шилов Геннадий Яковлевич
  • Люкшина Любовь Валерьевна
RU2610517C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ БУРОВОГО РАСТВОРА 1997
  • Пеньков А.И.
  • Резниченко И.Н.
  • Кошелев В.Н.
  • Мищенко В.И.
RU2131902C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОБВОДНЕННОСТИ И СОСТАВА ПРИТОКА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ 2012
  • Белохин Василий Сергеевич
  • Калмыков Георгий Александрович
  • Кашина Наталия Леонидовна
RU2505676C2
СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД 2005
  • Белорай Яков Львович
  • Вихарев Юрий Аркадьевич
RU2301993C1
БУРОВОЙ РАСТВОР 2000
  • Андресон Б.А.
  • Бочкарев Г.П.
  • Кузнецов В.А.
  • Гилязов Р.М.
  • Юсупов Р.А.
  • Фатхутдинов И.Х.
  • Мударисов М.И.
RU2174996C2

Иллюстрации к изобретению RU 2 149 262 C1

Реферат патента 2000 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГЕТЕРОГЕННОЙ СМЕСИ

Изобретение относится к горному делу и предназначено для определения технологических свойств пластов и содержания в них полезного ископаемого в горной и других отраслях промышленности. Технической задачей изобретения является повышение точности и достоверности определения параметров. Для этого осуществляют структурную компоновку смеси смешиванием и/или вложением элементов в определенных заданных сочетаниях и соотношениях, из которых по меньшей мере один является вмещающей средой. Формируют в этой смеси обратную сопряженную и компонентную смесь и определяют интегральный параметр. Дополнительно одному из компонент вводят путем замещения ею части одного из исходно подвижных в порах элемента и/или смеси, уменьшая их доли порциями, пропорциональными заданному относительным фазовым проницаемостям компонент вытесняемой смеси. 4 ил.

Формула изобретения RU 2 149 262 C1

Способ определения физических параметров гетерогенной смеси, включающий структурную компоновку смеси вложением и/или смешиванием элементов в определенных заданных сочетаниях и соотношениях, из которых по меньшей мере один является вмещающей средой, содержит формирование в этой смеси обратной сопряженной n-компонентной смеси и определение интегрального параметра смеси, отличающийся тем, что одну из компонент вводят, вытесняя исходно подвижную компоненту и/или смесь, так, что при этом замещение вытесняемого элемента производят путем последовательного уменьшения его доли в смеси порциями, пропорциональными заданным относительным фазовым проницаемостям вытесняемых смесей и/или элементов.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2000 года RU2149262C1

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГЕТЕРОГЕННОЙ СМЕСИ 1995
  • Орлов Владимир Николаевич
RU2065042C1
Способ определения содержанияпОлЕзНОгО иСКОпАЕМОгО B МАССиВЕ 1979
  • Валаханович Евгений Михайлович
SU806855A1
Способ определения геофильтрационных параметров водоносного горизонта или отдельно вскрытого пласта 1987
  • Гершанович Исаак Маркович
SU1434091A1
Способ отбора проб высоковязкой пластовой нефти 1987
  • Бучковский Станислав Степанович
  • Борышко Владимир Яковлевич
  • Гаврилюк Игорь Иванович
  • Свягла Василий Михайлович
SU1442647A1
US 4617994 А, 21.10.1986
US 5284051 А, 08.02.1994
US 5285848 А, 15.02.1994
US 5097903 А, 24.03.1992.

RU 2 149 262 C1

Авторы

Орлов В.Н.

Даты

2000-05-20Публикация

1998-05-27Подача