СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОВЕРХНОСТНЫХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД Российский патент 2016 года по МПК G01N13/00 G01N15/08 

Изобретение относится к области исследования горных пород и может найти применение при дифференциации запасов месторождений нефти на извлекаемые с помощью методов увеличения нефтеотдачи и без них, при создании математических моделей фильтрации с учетом поверхностных эффектов, при определении смачивающих свойств горной породы.

Известно, что поверхностные явления в пористых средах во многом определяют естественные фильтрационные характеристики горных пород-коллекторов нефти и газа, эффективность применяемой инженерами системы разработки и геолого-технических мероприятий. Формирование остаточной нефтенасыщенности также обусловлено проявлением поверхностных явлений, которые разделяют на адсорбционные и капиллярные. Более слабые капиллярные силы преодолеваются при заводнении продуктивного пласта, а для преодоления более эффективных сил адсорбции необходимо применять физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. Информация о долевом участии капиллярных и адсорбционных сил при формировании остаточной нефти носит научно-практическую ценность - по ней можно дифференцировать геологические запасы залежи по способу извлечения нефти.

Известен способ определения поверхностных свойств горных пород на основании прямого оптического измерения краевого угла капли дистиллированной воды на поверхности горной породы (RU 2490614, 2012).

Известный способ не позволяет определять поверхностные свойства для системы: вода/ нефть/ горные породы.

Также известен способ определения свойств пористых материалов, основанный на расчете краевого угла смачивания посредством определения тепловых эффектов адсорбции. (RU 2491537, 2012).

Указанный способ требует для реализации применения нестандартного дорогостоящего оборудования.

Кроме того, все упомянутые способы исследования образцов керна не позволяют дифференцировать начальный объем нефти по способу ее извлечения (с применением методов увеличения нефтеотдачи и без них), а также не дают количественной информации для построения математических моделей фильтрации с учетом поверхностных явлений.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ определения поверхностных свойств горных пород, основанный на определении остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщения от капиллярного давления, согласно которому образцы пород цилиндрической формы, подготовленные к испытанию по ГОСТ 26450.0-85 - ГОСТ 26450.2-85, насыщенные пластовой водой или ее моделью, помещают в герметичные стаканчики, монтируемые в роторе центрифуги (ОСТ 39-204-86 (Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщения от капиллярного давления).

При проведении испытания с целью получения данных остаточной водонасыщенности при разных капиллярных давлениях на центрифугах со стробоскопическим устройством количество отжатой воды и момент прекращения вытеснения воды из образца при данном числе оборотов (капиллярном давлении) фиксируют визуально без остановки центрифуги (при условии надежного наблюдения границы раздела в мерной пробирке). Последующие увеличения числа оборотов ротора также производят без остановки центрифуги. Способ позволяет рассчитать распределение дренируемых пор по рамерам.

Однако указанный способ фактически ограничивается исследованием водонасыщенного керна (от состояния 100% водонасыщенности до остаточной водонасыщенности) и не обеспечивает получение информации о состоянии углеводородной жидкости, о влиянии на нее сил адсорбции, а следовательно, не предоставляет возможность построения представительной модели фильтрации углеводородов.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа определения поверхностных свойств горных пород, обеспечивающего расширение функциональных возможностей за счет получения дополнительной информации о свойствах нефтеводонасыщенных пород-коллекторов нефти с помощью стандартного петрофизического оборудования.

Поставленная задача достигается тем, что в способе определения поверхностных свойств горных пород экстрагированный и высушенный образец керна горных пород предварительно насыщают пластовой водой или моделью пластовой воды под вакуумом и определяют начальное количество воды в порах образца, затем образец центрифугируют в стандартной корзине для замещения воды воздухом с разными угловыми скоростями в диапазоне от минимального числа оборотов центрифуги до числа оборотов, обеспечивающих создание остаточной водонасыщенности в образце, фиксируют минимально достигнутую водонасыщенность при каждом значении скорости вращения ротора центрифуги в указанном диапазоне, определяют вес образца с остаточной водонасыщенностью и строят кривую капиллярного давления, по которой определяют вероятностное распределение дренируемых пор по размерам, после чего образец керна с остаточной водой насыщают нефтью или изовискозной моделью нефти под вакуумом, определяют количество углеводородов в порах образца, центрифугируют образец в инвертной корзине для замещения углеводородов жидким вытесняющим агентом с разными угловыми скоростями в диапазоне от минимального числа оборотов центрифуги до числа оборотов, обеспечивающих создание остаточной нефтенасыщенности, фиксируют минимально достигнутую нефтенасыщенность при каждом значении скорости вращения ротора центрифуги в указанном диапазоне и строят капиллярную кривую пропитки, по которой путем дифференцирования площадей распределения дренируемых пор находят распределение размеров пропитанных вытесняющим агентом пор, по которому строят зависимость расчетного значения cos краевого угла смачивания в зависимости от размера пор, на полученной зависимости фиксируют точку перегиба, относительно которой ранжируют области углеводородов на удерживаемые капиллярными силами и силами адсорбции.

Достигаемый технический результат заключается в оценке долевого участия сил адсорбции и капиллярных сил в формировании остаточной нефтенасыщенности, что обеспечивает возможность выбора вариантов разработки месторождения.

Способ осуществляют следующим образом.

Сущность способа поясняется чертежами, где на фиг. 1 проиллюстрирован общий принцип определения радиуса пропитываемых пор, на фиг. 2-4 приведены, соответственно, кривые капиллярного давления дренажа и пропитки в системах «вода/воздух» и «керосин/вода» для образца керна по примеру, вероятностное распределение по радиусам пор для образца по керну, значения функции cosθ=f(R) для образцов керна.

При проведении работ согласно предложенному способу экстрагированный и высушенный в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 (Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств) образец керна насыщают пластовой водой или моделью пластовой воды под вакуумом и определяют начальное количество воды в порах образца (весовым методом).

Далее насыщенный водой образец керна центрифугируют в стандартной корзине с разными угловыми скоростями (вода замещается воздухом) от минимального числа оборотов центрифуги до оборотов, обеспечивающих создание остаточной водонасыщенности, фиксируют минимально достигнутую водонасыщенность при каждой скорости вращения ротора центрифуги. После центрифугирования определяют вес образца с остаточной водонасыщенностью.

По полученным данным строят кривую капиллярного давления (кривую дренажа) и вероятностное распределение дренируемых пор по размерам по формуле Лапласа $$(P_{кап}=\frac{2\sigma \cdot \cos \theta }{R_{пор}})$$ . Для расчета величины капиллярного давления в зависимости от частоты вращения ротора центрифуги можно использовать формулу из ОСТ 39-204-86 (Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщения от капиллярного давления) или ее аналог. Косинус краевого угла смачивания в системе вода/воздух/горная порода можно определить экспериментально, либо для случая замещения воды воздухом в терригенных коллекторах часто принимают значение косинуса краевого угла смачивания равным единице.

Не высушивая образец, его насыщают нефтью или ее изовискозной моделью по стандартной методике жидкостенасыщения. Содержание углеводородов в образце определяют весовым способом. Делают допущение: углеводороды занимают пространство, заполненное газом при дренаже, и после насыщения не перемещаются в пределах порового пространства. Таким образом, распределение дренируемых пор по размерам отображает начальное распределение углеводородов по порам различного размера.

Далее образец центрифугируют с разными угловыми скоростями в корзине специальной конструкции (инвертной корзине), где углеводороды замещаются жидким вытесняющим агентом (например, пластовой водой или иным вытесняющим агентом на водной основе), от минимального числа оборотов центрифуги до оборотов, обеспечивающих создание остаточной нефтенасыщенности, фиксируют минимально достигнутую нефтенасыщенность при каждой скорости вращения, рассчитывают коэффициент замещения углеводородов водой.

По полученным данным строят кривую капиллярного давления (кривую пропитки). Напрямую построить распределение по размерам пропитываемых вытесняющим агентом пор, рассчитав радиус по формуле Лапласа, невозможно без информации о косинусе краевого угла (cosθ) в системе «вытесняющий агент/углеводород/горная порода». Радиус пор находят следующим образом: площадь распределения дренируемых пор по размерам принимают за 100%; «отсекают» от распределения дренируемых пор по размерам площадь, равную коэффициенту замещения углеводородов водой при данном числе оборотов центрифуги (S_i); абсциссу сечения принимают равной минимальному радиусу пор, пропитанных при данном числе оборотов центрифуги (данном капиллярном давлении) (фиг. 1).

Далее строят зависимость расчетного значения cos краевого угла смачивания в зависимости от размера пор, на полученной зависимости фиксируют точку перегиба, относительно которой ранжируют области углеводородов на удерживаемые капиллярными силами и силами адсорбции.

Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа.

На фиг. 2 показан пример кривых капиллярного давления (дренажа и пропитки в системах вода/воздух и керосин/вода) для образца керна Тайлаковского нефтяного месторождения. На фиг. 3 показан пример распределений дренируемых и пропитываемых пор по размерам, полученных для образца керна Тайлаковского нефтяного месторождения согласно предлагаемой методике. Поры, размер которых лежит в области слева от распределения дренируемых пор, заполнены остаточной водой. Поры, лежащие в области пропитанных пор, заполнены вытесняющим агентом.

Далее по формуле Лапласа рассчитывают значения косинуса краевого угла смачивания как функцию радиуса пор cosθ=f(R). На фиг. 4 показан пример таких функций для четырех образцов керна Тайлаковского месторождения с различной проницаемостью.

Функция cosθ=f(R) имеет характерный перегиб и значительно больше 1 в области маленьких радиусов пор. Данное математическое противоречие говорит о невозможности использования закона Лапласа, описывающего только капиллярные явления, применительно к порам маленького радиуса. Предлагается ввести понятие переходного радиуса R_пер как минимального радиуса пор, в которых капиллярные силы, действующие на углеводороды, преобладают над силами адсорбции. Радиус перехода можно определять по методу касательных. В области крупных пор функция cosθ=f(R) имеет минимум cosθ=f(R)_min, который предлагается считать краевым углом смачивания данной системы (вода/углеводород/горная порода).

Углеводороды в порах с радиусом больше R_пер следует рассматривать как удерживаемые преимущественно капиллярными силами и извлекаемые с помощью заводнения. Углеводороды в порах с радиусом меньше R_пер следует рассматривать как удерживаемые преимущественно силами адсорбции и не извлекаемые с помощью заводнения - для их извлечения необходимо применять физико-химические методы. Количественная дифференциация проводится на основании расчетов с учетом распределений дренируемых и пропитываемых пор и найденного значения R_пер.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет с помощью стандартного петрофизического оборудования (центрифуги, весов, установки для жидкостенасыщения) экспериментально определять для данной углеводородной системы, пластовой воды и горной породы:

1. Традиционные параметры:

А. Капиллярные кривые дренажа и пропитки, коэффициент замещения углеводородов вытесняющим агентом на водной основе.

2. Новые параметры:

А. Распределение по радиусам пор, занятых связанной водой, углеводородами и вытесняющим агентом. Данная информация необходима для создания и корректировки математических моделей фильтрации.

В. Расчетное значение косинуса краевого угла смачивания в системе «вытесняющий агент/углеводороды/горная порода». Полученное значение позволяет оценить степень изменения поверхностных свойств породы под действием вытесняющего агента.

С. Долю углеводородов от их начального содержания в породе, удерживаемых капиллярными силами и силами адсорбции. Углеводороды, удерживаемые капиллярными силами, извлекаются посредством заводнения, а силами адсорбции - посредством физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Таким образом, решается задача классификации углеводородов залежи по способу извлечения.

Изобретение относится к области исследования горных пород. Техническим результатом является получение дополнительной информации о свойствах нефтеводонасыщенных пород-коллекторов нефти с помощью стандартного петрофизического оборудования. Способ заключается в том, что экстрагированный и высушенный образец керна горных пород предварительно насыщают пластовой водой или моделью пластовой воды под вакуумом и определяют начальное количество воды в порах образца, затем образец центрифугируют в стандартной корзине для замещения воды воздухом с разными угловыми скоростями в диапазоне от минимального числа оборотов центрифуги до числа оборотов, обеспечивающих создание остаточной водонасыщенности в образце, фиксируют минимально достигнутую водонасыщенность при каждом значении скорости вращения ротора центрифуги в указанном диапазоне, определяют вес образца с остаточной водонасыщенностью и строят кривую капиллярного давления, по которой определяют вероятностное распределение дренируемых пор по размерам, после чего образец керна с остаточной водой насыщают нефтью или изовискозной моделью нефти под вакуумом, определяют количество углеводородов в порах образца, центрифугируют образец в инвертной корзине для замещения углеводородов жидким вытесняющим агентом с разными угловыми скоростями в диапазоне от минимального числа оборотов центрифуги до числа оборотов, обеспечивающих создание остаточной нефтенасыщенности, фиксируют минимально достигнутую нефтенасыщенность при каждом значении скорости вращения ротора центрифуги в указанном диапазоне и строят капиллярную кривую пропитки, по которой путем дифференцирования площадей распределения дренируемых пор находят распределение размеров пропитанных вытесняющим агентом пор, по которому строят зависимость расчетного значения cos краевого угла смачивания в зависимости от размера пор, на полученной зависимости фиксируют точку перегиба, относительно которой ранжируют области углеводородов на удерживаемые капиллярными силами и силами адсорбции. 4 ил.

Способ определения поверхностных свойств горных пород, заключающийся в том, что экстрагированный и высушенный образец керна горных пород предварительно насыщают пластовой водой или моделью пластовой воды под вакуумом и определяют начальное количество воды в порах образца, затем образец центрифугируют в стандартной корзине для замещения воды воздухом с разными угловыми скоростями в диапазоне от минимального числа оборотов центрифуги до числа оборотов, обеспечивающих создание остаточной водонасыщенности в образце, фиксируют минимально достигнутую водонасыщенность при каждом значении скорости вращения ротора центрифуги в указанном диапазоне, определяют вес образца с остаточной водонасыщенностью и строят кривую капиллярного давления, по которой определяют вероятностное распределение дренируемых пор по размерам, после чего образец керна с остаточной водой насыщают нефтью или изовискозной моделью нефти под вакуумом, определяют количество углеводородов в порах образца, центрифугируют образец в инвертной корзине для замещения углеводородов жидким вытесняющим агентом с разными угловыми скоростями в диапазоне от минимального числа оборотов центрифуги до числа оборотов, обеспечивающих создание остаточной нефтенасыщенности, фиксируют минимально достигнутую нефтенасыщенность при каждом значении скорости вращения ротора центрифуги в указанном диапазоне и строят капиллярную кривую пропитки, по которой путем дифференцирования площадей распределения дренируемых пор находят распределение размеров пропитанных вытесняющим агентом пор, по которому строят зависимость расчетного значения cos краевого угла смачивания в зависимости от размера пор, на полученной зависимости фиксируют точку перегиба, относительно которой ранжируют области углеводородов на удерживаемые капиллярными силами и силами адсорбции.