СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ МОДЕЛИ ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ Российский патент 2023 года по МПК C09K8/00 G01N33/24 G06T7/00 

Изобретение относится к способам приготовления водных растворов минеральных солей с составом, соответствующим находящемуся в равновесии с твердыми минералами породы при целевых условиях проведения эксперимента (в том числе пластовых), на основе данных о структуре пор и минеральном составе образца керна, отобранного из интересующего пласта.

В настоящее время невозможно представить планирование разработки на новом месторождении или внесение каких-либо существенных изменений в план разработки без предварительного моделирования внутрипластовых процессов с помощью имеющихся на рынке гидродинамических пластовых симуляторов. Такие симуляторы позволяют протестировать различные сценарии разработки и выбрать оптимальный. Подобное моделирование особенно актуально при планировании вторичных и третичных методов воздействия на пласт. Существующее программное обеспечение позволяет детально отразить физико-химические процессы, что повышает надежность моделирования. Однако, результаты моделирования, выполненного с использованием любого симулятора, зависят от входных параметров, причем количество и качество входных данных имеет первостепенное значение. Среди параметров, определяющих как скорость добычи углеводородов из пласта, так и потенциальный объем извлечения, значительную роль играют капиллярные эффекты, а точнее, соотношение вязких и капиллярных сил. Известно, что капиллярные эффекты определяются так называемыми межфазным натяжением и краевыми углами смачиваемости. Межфазное натяжение - мера сродства между несмешивающимися флюидами, смачиваемость - характеристика взаимодействия между поверхностью породы и флюидами. Учет степени смачиваемости пласта имеет решающее значение уже на начальных этапах планирования разработки, а неправильный подбор закачиваемых агентов может повлечь снижение добычи как в динамике, так и накопленной за всю историю разработки.

Существенное влияние на эффективность добычи оказывают изменение термобарических условий, как вблизи скважин, так и в межскважинном пространстве, а также смешивание пластовой воды с водой, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления, что может приводить к выпадению осадка, в том числе нерастворимого. Корректное описание динамических процессов в пласте, прогнозирование растворения и кристаллообразования возможно только при достоверном понимании состава пород и насыщающих их флюидов.

Достоверная оценка потенциальных рисков, связанных с закачиванием водных растворов в пласт, а также измерение смачиваемости породы и поверхностного натяжения между нефтью и находящимися в пласте водными растворами, требуют наличия представительных кондиционных образцов горной породы и следующих жидких фаз: нефти, закачиваемого раствора и водного раствора, изначально присутствующего в пласте. Отобрать образцы закачиваемой воды довольно легко, однако правильный отбор остальных требуемых проб является непростой задачей. Тем не менее, для большинства скважин, имеются образцы керна или шлам, а нефть, отобранная на поверхности, в той или иной степени может быть использована для создания адекватной модели пластовой нефти (Sauerer В., Stukan М., Abdallah W., Buiting J., "Toward Determining Interfacial Tension at Reservoir Conditions Based on Dead Oil Measurements", SPE-183671-MS, SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain, 6-9 March 2017).

К сожалению, такой подход едва ли применим для пластовой воды. Движение водного раствора к поверхности может сопровождаться дополнительным растворением минералов, смешением растворов продуктивных и непродуктивных горизонтов и/или потерей некоторых компонентов по причине их выпадения в осадок, связанного с изменением растворимости веществ при изменении термобарических условий. Также стоит отметить, что методики отбора кернового материала и нефти технологически более отработаны и гораздо лучше удовлетворяют потребностям нефтяной индустрии, чем таковые для отбора проб водной фазы. Кроме того, часто необходимые данные о свойствах пластовых вод недоступны на начальном этапе разработки объекта. В этом случае, ввиду отсутствия необходимого образца приходится полагаться на наличие таких данных в отчетах прошлых лет, либо использовать данные по аналогичным объектам. В то время как керновый материал, отобранный во время бурения, гораздо более доступен.

Определение необходимых реологических свойств и получение достоверных результатов лабораторных работ по рутинному и специальному анализу керна невозможно без использования синтетической модели пластовой воды, соответствующей находящейся в резервуаре.

Модель пластовой воды приготавливают путем растворения в дистиллированной воде солей, преобладающих в составе пластовой воды. Однако зачастую, из-за невозможности получения образца и/или определения состава пластовой воды, в лабораторной практике используется упрощенная модель пластовой воды, когда общая соленость принимается эквивалентной хлориду натрия NaCl (ОСТ 39-235-89 "Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации", с. 10). Очевидно, что применение в экспериментальных исследованиях неравновесных (по отношению к состоянию залегания коллекторов) растворов может привести к необратимым изменениям твердого скелета, сложенного, например, эвапоритовыми минералами. Помимо очевидных каркасных изменений, за счет процессов растворения или осадкообразования, немаловажную роль в достоверности керновых исследований играет ионный состав модели пластовой воды. Гидратационные процессы, характерные для слоистых алюмосиликатов, могут играть важнейшую роль в характере коллекторских свойствах залежи, особенно для пород с высоким содержанием смешаннослойных и набухающих минералов глин, когда некорректный выбор насыщающего флюида кардинально меняет структуру пор, вплоть до полного разрушения образцов пород еще на стадии поробоподготовки. Немаловажную роль играют также кислотно-щелочные свойства модели пластовой воды, регулирующие окислительно-восстановительное равновесие системы порода-флюиды. Таким образом, использование растворов с составом, отличным от равновесного, может привести к неадекватной оценке рисков солеотложения, связанных с изменением термобарических условий, контактом пластовой воды и воды, закачиваемой в пласт, а также ошибок в оценке порогов подвижности, значений остаточной нефненасыщенности и финального коэффициента вытеснения углеводородной фазы.

Все известные подходы к получению моделей вод для керновых исследований предполагают в качестве начального этапа взятие проб воды на месторождении и их подготовку с целью непосредственного использования в керновых исследованиях, либо для проведения экспериментов по определению минерального состава образцов воды для последующего приготовления на его основе соответствующих синтетических моделей. При этом используются как варианты проведения глубинного пробоотбора, герметичным или не герметичным способом (Методическое руководство, ВНИИГАЗ 1995, стр. 15-18), так и варианты, предполагающие отбор проб на поверхности (РД 39-23-1055-84 ИНСТРУКЦИЯ ПО МЕТОДАМ АНАЛИЗА МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА ПЛАСТОВЫХ ВОД И ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ; Методическое руководство по гидрогеохимическому контролю за обводнением газовых и газоконденсатных месторождений. РАО ГАЗПРОМ ВНИИГАЗ, Москва, 1995). Оба подхода имеют свои недостатки. Так глубинный пробоотбор является достаточно сложным и дорогостоящим, в то время как взятие проб на поверхности никак не учитывает возможное изменение состава отобранной пробы относительно пластовых условий. В любом случае, при отсутствии проб исходной пластовой воды, получение образцов модельной пластовой воды для керновых исследований не представляется возможным. Данное изобретение решает эту проблему и позволяет приготовить модель пластовой воды на основе результатов анализа образца породы без необходимости получения образца пластового воды.

Методы термодинамического и геохимического моделирования широко применяются для определения свойств растворов горных пород. Однако нам не известны подходы к воссозданию неизвестных пластовых (фоновых) вод, основанные на анализе кернового материала с применением принципов термодинамического равновесия между твердыми минералами и флюидами.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности получения модели пластовой воды с составом, наиболее близким к реальной пластовой воде при целевых значениях температуры и давления, без необходимости отбора проб воды на месторождении, исключительно на основе данных о структуре пор и минеральном составе образцов породы, отобранных из интересующего пласта/горизонта, что позволяет существенно ускорить получение и повысить качество образцов модельной пластовой воды, необходимых для проведения керновых исследований при целевых значениях температуры и давления (в том числе соответствующим пластовым).

Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом приготовления модели пластовой воды, основанном на допущении, что после испарения пластовой воды - раствора, которым изначально в пласте был насыщен керн - образец породы, в порах породы оседают все минеральные компоненты, входящие в этот раствор, отбирают из пласта образец породы, содержащий растворимые минералы твердого скелета и/или отложения солей в поровом пространстве, который исходно был насыщен пластовой водой и содержит по меньшей мере одну область, не подвергавшуюся воздействию бурового раствора.

Определяют количество и состав растворимых осадков в отобранном образце и водонасыщенность образца в пластовых условиях.

Выбирают в образце по меньшей мере одну внутреннюю область, не подвергавшуюся воздействию бурового раствора, критерием выбора указанной области является отсутствие механических нарушений, которые потенциально могли бы привести к проникновению фильтрата бурового раствора и необратимому изменению состава пластовой воды-раствора, которым изначально в пласте был насыщен керн.

Осуществляют построение трехмерной цифровой модели выбранной области, отражающей структуру пор и пространственное расположение эвапоритов и солеотложений внутри выбранной области.

Задают химические реакции растворения водой для всех водорастворимых минералов, найденных в образце, и осуществляют численное моделирование исходного насыщения исследуемого образца водой с учетом растворения входящих в состав образца минералов при требуемых температуре и давлении до достижения равновесия.

Определяют конечный ионный состав водного раствора, насыщающего поровое пространство цифровой модели после достижения равновесия и подготавливают раствор путем растворения рассчитанного количества солей в рассчитанном количестве воды при перемешивании.

Затем приводят получившийся раствор солей к требуемым термобарическим условиям.

В соответствии с одним вариантом осуществления изобретения выбор внутренней области образца, не подвергавшейся воздействию бурового раствора, осуществляют на основе анализа внутренней структуры образца, полученной с помощью метода рентгеновской томографии в низком разрешении.

В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения построение трехмерной цифровой модели выбранной области образца осуществляют на основе рентгеновского микротомографического изображения высокого разрешения.

Дополнительно может быть использована растровая электронная микроскопия в режимах съемки, дающих информацию о химическом/минеральном составе исследуемого образца и пространственном распределении минералов.

Изобретение поясняется чертежом, где на Фиг. 1 представлена блок-схема осуществления способа получения синтетической модели пластовой воды в соответствии с предлагаемым изобретением.

Предлагаемый способ создания модели пластовой воды базируется на определении состава пластовой воды путем анализа структуры пор и минерального состава образца породы и численной реконструкции термодинамического равновесия в пласте при помощи моделирования процесса обратного процессу испарения воды из образца, с целью определения исходного состояния рассматриваемой системы порода-флюид и последующим созданием при требуемых термобарических условиях синтетических образцов воды, соответствующей определенному составу.

В основе способа лежит допущение о том, что в условиях сформировавшейся нефтегазоносной залежи пластовая вода и растворимая часть минерального скелета породы находятся в физико-химическом равновесии. Другими словами, ионный состав пластовой воды сформирован в результате растворения минералов контактирующих горных пород и стабилизирован за геологическое время.

В соответствии с предлагаемым изобретением, на первом этапе (блок 1 на Фиг. 1) отбирают представительный образец породы из интересующего пласта, содержащий растворимые минералы твердого скелета и/или отложения солей в поровом пространстве. Это может быть керн или шлам, однако предпочтительны образцы большего размера. Образец породы считается подходящим, если он содержит по меньшей мере одну область (объем), которая исходно была насыщена пластовой водой и не подвергалась воздействию буровых растворов. Это может быть как недавно отобранный материал, так и взятый из кернохранилища.

Отбираемый для анализа образец должен быть представителен исследуемому пласту/типу пород по характерным значениям пористости и проницаемости, что может потребовать дополнительные лабораторные исследования, которые следует проводить без изменения внутренней структуры и состава образца. Например, газоволюметрическим методом.

Помимо представительного образца горной породы, также требуются соответствующие данные по водонасыщенности в пластовых условиях. Такие данные могут быть получены как напрямую для образца (например, методом Дина-Старка), так и на основе лабораторного моделирования водонасыщенности (дренаж, капиллярная пропитка и т.п.), либо посредством интерпретации петрофизических данных керна и ГИС.

В соответствии с предлагаемым способом на втором этапе выбирают в имеющемся образце породы по меньшей мере одну область, которая будет использоваться для анализа (блок 2 на Фиг. 1). При этом исходят из следующего основного допущения: после испарения раствора, которым изначально (в пласте) был насыщен керн, в порах кернового материала оседают все минеральные компоненты, входящие в этот раствор. Таким образом, необходимо определить, какая часть имеющегося образца породы соответствует этому критерию/предположению. С наибольшей вероятностью данному критерию будет удовлетворять внутренняя область образца породы, неподверженная воздействию фильтрата бурового раствора. Граница области проникновения фильтрата бурового раствора может быть определена, например, с помощью контрастных агентов изолирующего керноотборного снаряда, либо выбрана с запасом на основе имеющихся данных о проникновении флюидов и латеральной проницаемости пород. Исходный равновесный раствор в такой области удерживается капиллярными силами и не подвержен вытеснению за счет дегазации жидкой фазы и разуплотнения керна при подъеме на поверхность.

Выбор области, подходящей для анализа, может осуществляться, например, на основе анализа внутренней структуры образца, полученной с помощью метода рентгеновской томографии в низком разрешении (например, последовательные обзорные сканирования полноразмерного керна и выбранного на основе полученных данных образца стандартного размера). Ключевыми критерием выбора области является отсутствие механических нарушений, которые потенциально могли бы привести к проникновению фильтрата бурового раствора и необратимому изменению состава рассола и, как следствие, объема скелетных растворимых минералов. Также следует исключить из выбора нехарактерные и непредставительные области породы.

Способ поиска характерной области не регламентируется данным изобретением и может быть выполнен, например, следующим образом. Сначала сканируют образец целиком с помощью метода рентгеновской томографии в низком разрешении (например, 10-100 мкм/воксель). По полученному трехмерному изображению всего образца определяют общее содержание соли и области, содержащие значительное количество растворимых минералов. Далее, анализируя изображение, находят по меньшей мере одну область, которая характеризуется как значительным общим засолонением, так и представительна с точки зрения включения всего разнообразия растворимых минералов, содержащихся в пласте. Эта область в дальнейшем сканируется с более высоким пространственным разрешением, достаточным для разрешения порового пространства (обычно менее 5 мкм/воксель).

С целью повышения точности результатов (улучшения статистики) может быть выбрано более одной характерной области для анализа.

В соответствии с другим вариантом реализации изобретения, с целью повышения точности результатов (улучшения статистики) осуществляется выбор области максимально большего размера.

В соответствии с предлагаемым изобретением, на третьем этапе (блок 3 на Фиг. 1) осуществляют построение трехмерного цифрового двойника (модели) области(-ей) керна, выбранной(-ых) на втором этапе. Цифровая модель должна правильно отражать как структуру (геометрию и форму) пор, так и пространственное расположение различных минералов, в особенности распределение эвапоритов и солеотложений внутри образца.

В одном из вариантов реализации изобретения трехмерная модель, строится на основе рентгеновского микротомографического изображения высокого разрешения. Пространственное разрешение должно выбираться таким, чтобы геометрия порового пространства была разрешена. Характерные значения: 0.5-5 мкм/воксель. В общем случае рентгеновская микротомография не дает информации о химическом составе, однако во многих практических случаях метод позволяет различить интересующие минералы. При условии наличия небольшого количества различных фаз, а также значительной разницы в уровнях поглощения рентгеновского излучения этими фазами, распределение минерального состава можно определить напрямую из микротомографического изображения керна путем прямой сегментации изображения (US 9927554 B2, US 20140376685 А1).

Согласно другому варианту реализации изобретения, для построения трехмерной модели, помимо рентгеновской томографии, используют растровую электронную микроскопию в режимах съемки, дающих информацию о химическом/минеральном составе исследуемого образца и пространственном распределении минералов. Пример такого подхода описан в WO 2017039475 A1.

В соответствии с предлагаемым способом на четвертом этапе (блок 4 на Фиг. 1) для каждого минерала, определенного из анализа томографических изображений или результатов растровой электронной микроскопии, задают реакции растворения водой с целью определения состава водного раствора в состоянии равновесия, что подразумевает создание геохимической модели -определение уравнений, описывающих равновесие растворенных минералов с породой, и их параметров. Такими параметрами могут быть значения констант равновесия, а также значения коэффициентов активности для каждого из компонент, образующихся в системе "минерал - водный раствор". Способ определения значений констант равновесия в заданных термобарических условиях и значений коэффициентов активности не регламентируется данным изобретением. Так, например, можно воспользоваться табличными значениями или получить их исходя из основ вычислительной химии или с использованием одного из доступных химических симуляторов (например, ОН Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem или Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan С.et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, т.17, №. 02, с. 379-392). Эта информация нужна для определения состава водной фазы, находящейся в равновесии с минералами породы и осадком солей, выпавшем в порах.

В соответствии с предлагаемым изобретением, на пятом этапе (блок 5 на Фиг. 1) осуществляют численное моделирование (восстановление) исходного насыщения исследуемого образца водой. Для этого производится моделирование насыщения исследуемого образца чистой деионизированной водой, не содержащей каких-либо примесей, при температуре и давлении пласта до достижения значения водонасыщения, определенного на первом этапе. Способ моделирования не регламентируется данным изобретением. Например, он может производиться с использованием гидродинамического моделирования на поровом уровне на основе функционала плотности (Основы метода функционала плотности в гидродинамке// Демьянов А.Ю., Динариев О.Ю., Евсеев Н.В. - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2009) или, например, путем итерационного приведения баланса объемов исходных и конечных компонент реакции в моделируемом поровом объеме при заданных термобарических условиях с учетом установления химического равновесия на каждой итерации, с использованием подходов вычислительной химии или с использованием одного из доступных химических симуляторов (например, ОН Studio https://www.olisystems.com/oli-studio-scalechem или Scale Soft Pitzer https://bcc.rice.edu/node/47, Fan С.et al. Scale prediction and inhibition for oil and gas production at high temperature/high pressure, SPE journal, 2012, т.17, №. 02, с. 379-392). Состав раствора, насыщенного растворенными минералами, определяется методами химической термодинамики в рамках выбранной геохимической модели. После определения состава раствора в состоянии равновесия возможно оценить количество растворенных минералов и образовавшийся свободный объем. Для поддержания пластового давления необходимо компенсировать увеличение пористости за счет добавления соответствующего количества воды. После нескольких таких итераций модельная система приходит к равновесию. Таким образом, в равновесной системе могут находиться как реагенты (твердые минералы), так и продукты (растворенные в воде минералы, ионы). Установившийся таким образом ионный состав раствора в порах соответствует исходному составу пластовой воды.

В соответствии с одним из вариантов реализации изобретения, для увеличения надежности результатов насыщение образца проводится равномерно во всем объеме порового пространства цифровой модели.

В соответствии с другим вариантом реализации изобретения насыщение образца проводят путем моделирования неравномерного контакта с закачиваемой водой при закачке воды в различных направлениях.

Качество полученных данных может быть улучшено путем повторения этапов 1-5 для нескольких образцов породы интересующего месторождения и/или для различных областей одного и того же образца и усреднения полученных результатов.

После определения равновесного состава пластовой воды на шестом этапе (блок 6 на Фиг. 1) реализации изобретения создают синтетическую модель пластовой воды путем растворения минеральных солей, состав и количество которых было определено в ходе выполнения этапов 1-5, в соответствующем количестве чистой деионизированной воды (также определенном в ходе выполнения этапов 1-5). Количества минеральных солей и воды предварительно взвешивают перед проведением процедуры растворения. Затем полученный раствор приводят к требуемым термобарическим условиям - целевым температуре и давлению.

В качестве примера рассмотрим приготовление синтетической модели пластовой воды с составом, соответствующем составу пластовой воды из водоносного горизонта, где водонасыщенность составляет 100%. Пласт состоит преимущественно из песчаника (и связующего нерастворимого цемента).

Пластовые условия соответствуют температуре 30°С и давлению 30 МПа.

В соответствии с представленным изобретением, на первом этапе был отобран образец породы и проведены лабораторные измерения. Образец породы представляет собой цилиндрический керн размерами 30 мм в диаметре и 30 мм по высоте. Определение внешнего объема производилось на основании измерения геометрических размеров образца с помощью лазерного штангенциркуля. Для уменьшения погрешности определения измерение геометрических размеров проводилось в трех точках и усреднялось. Была проведена сушка образца до достижения постоянства массы в течение 72 часов при температуре 105°С.

Минеральный объем образца измерялся газоволюметрическим методом (гелием) в атмосферных условиях. Открытая пористость определялась из двух объемов приведением разницы между ними к внешнему объему образца. Лабораторные минералогические исследования образца породы, проведенные на его торцевых срезах, позволяют заключить, что нерастворимая минеральная матрица состоит преимущественно из кварца (более 90% объема), и нерастворимых и слаборастворимых известковых цементов - гипса, доломита и ангидрита (около 3% суммарно), остальной объем составляют минералы, которые можно не учитывать в модели в виду их низкой растворимости или низкого содержания (менее 0.1%) - пирит, иллит, биотит и другие алюмосиликаты. Растворимая часть минеральной матрицы состоит в основном из хлоридов - NaCl и KCl, на долю других минералов приходится менее 0.1%.

В соответствии с представленным изобретением, на втором этапе была выбрана часть образца (миникерн) для построения трехмерной модели, для чего проводилось сканирование образца методом компьютерной томографии. На основании сканирования с низким разрешением рассматриваемого керна и измерения минерального состава образца методом растровой электронной микроскопии была получена информация о количестве и составе растворимых осадков в образце. Результаты измерений представлены в таблице 1.

После чего была выбрана характерная по степени засолонения и пористости/проницаемости область исходной минеральной матрицы, из которой был выбурен образец размером 8 мм в диаметре и 15 мм длиной.

В соответствии с представленным изобретением, на третьем этапе образец был отсканирован с пространственным разрешением (менее 2.5 мкм/воксель) и была построена трехмерная модель образца, с разбиением на нерастворимый скелет и растворимый осадок, и выделена репрезентативная область 1000×1000×1000 вокселей, для которой пористость и содержание растворимых минералов совпадали с исходным образцом.

В соответствии с представленным изобретением, на четвертом этапе была построена геохимическая модель миникерна. При задании реакций растворения не учитывались те минералы, которые в силу их нерастворимости или малого содержания не могут существенно повлиять на объем и состав системы при рассмотрении растворения минералов водой. Геохимическое моделирование проводилось с использованием химического симулятора ОН Studio (https://www.olisystems.com/oli-studio-scalecheiri), соответственно, использовались заданные в нем значения коэффициентов активности.

В соответствии с представленным изобретением, на пятом этапе численное моделирование (восстановление) исходного насыщения исследуемого образца водой проводилось в несколько шагов. Поровый объем построенной модели насыщался чистой деминерализованной водой и рассчитывалось химическое и термодинамическое равновесие при пластовых условиях (30°С, 30 МПа), как описано в соответствующем разделе предлагаемого изобретения. С использованием химического симулятора ОН Studio (https://www.olisystems.corn/oli-studio-scalechem) определялся объем растворенного осадка и проводилась корректировка порового пространства модели. После первого шага моделирования ошибка по суммарному объему рассматриваемой системы корректировалась путем увеличения объема жидкости - добавлением воды в систему, после чего расчет равновесия повторялся. При достижении значений ошибки в балансе менее установленного предела 0.001 относительного объема между суммарным объемом равновесных фаз и суммарным объемом открытой пористости и растворимой части матрицы расчет прекращался, и полученные количества и состав жидкой и твердой фаз системы считались соответствующими значениям при пластовых условиях.

Как видно из результатов моделирования растворения (Таблица 2), после второго шага суммарный объем водного раствора и оставшейся твердой части растворимых минералов составляет 5.702 мл, что всего на 0.003 мл (<0.1%) отличается от суммы порового объема (3.605 мл) и растворимых минералов (2.1 мл). Полученный состав водного раствора соответствует составу исходной пластовой водой, находящейся в равновесии с породой в пластовых условиях. Свойства и состав раствора, рассчитанные по балансу компонентов, приведены в Таблице 3.

В соответствии с представленным изобретением, на шестом этапе было проведено приготовление образца синтетической модели пластовой воды. Предварительно взвешенные чистые соли (хлорид калия в количестве 113.6 г и хлорид натрия в количестве 269.3 г) помещали в емкость, в которую затем аккуратно добавляли 856 г воды при перемешивании механической мешалкой. Полученный раствор затем приводился к требуемым термобарическим условиям - пластовым условиям 30°С и 300 атм.

Изобретение относится к способам приготовления водных растворов минеральных солей. Технический результат - получение модели пластовой воды с составом, наиболее близким к реальной пластовой воде, без необходимости отбора проб воды на месторождении, ускорение получения и повышение качества образцов модельной пластовой воды, необходимых для проведения керновых исследований. В способе приготовления модели пластовой воды, основанном на допущении, что после испарения пластовой воды - раствора, которым изначально в пласте был насыщен керн - образец породы, в порах породы оседают все минеральные компоненты, входящие в этот раствор, отбирают из пласта образец породы, содержащий растворимые минералы твердого скелета и/или отложения солей в поровом пространстве, который исходно был насыщен пластовой водой и содержит по меньшей мере одну область, не подвергавшуюся воздействию бурового раствора, определяют количество и состав растворимых осадков в отобранном образце и водонасыщенность образца в пластовых условиях. Выбирают в образце по меньшей мере одну внутреннюю область, не подвергавшуюся воздействию бурового раствора, критерием выбора указанной области является отсутствие механических нарушений, которые потенциально могли бы привести к проникновению фильтрата бурового раствора и необратимому изменению состава пластовой воды-раствора, которым изначально в пласте был насыщен керн. Осуществляют построение трехмерной цифровой модели выбранной области, отражающей структуру пор и пространственное расположение эвапоритов и солеотложений внутри выбранной области. Задают химические реакции растворения водой для всех водорастворимых минералов, найденных в образце. Осуществляют численное моделирование исходного насыщения исследуемого образца водой с учетом растворения входящих в состав образца минералов при требуемых температуре и давлении до достижения равновесия. Определяют конечный ионный состав водного раствора, насыщающего поровое пространство цифровой модели после достижения равновесия. Подготавливают раствор путем растворения рассчитанного количества солей в рассчитанном количестве воды при перемешивании. Приводят получившийся раствор солей к требуемым термобарическим условиям. 3 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 табл.

1. Способ приготовления модели пластовой воды, основанный на допущении, что после испарения пластовой воды - раствора, которым изначально в пласте был насыщен керн - образец породы, в порах породы оседают все минеральные компоненты, входящие в этот раствор, и характеризующийся тем, что:

- отбирают из пласта образец породы, содержащий растворимые минералы твердого скелета и/или отложения солей в поровом пространстве, который исходно был насыщен пластовой водой и содержит по меньшей мере одну область, не подвергавшуюся воздействию бурового раствора;

- определяют количество и состав растворимых осадков в отобранном образце и водонасыщенность образца в пластовых условиях;

- выбирают в образце по меньшей мере одну внутреннюю область, не подвергавшуюся воздействию бурового раствора, критерием выбора указанной области является отсутствие механических нарушений, которые потенциально могли бы привести к проникновению фильтрата бурового раствора и необратимому изменению состава пластовой воды-раствора, которым изначально в пласте был насыщен керн;

- осуществляют построение трехмерной цифровой модели выбранной области, отражающей структуру пор и пространственное расположение эвапоритов и солеотложений внутри выбранной области;

- задают химические реакции растворения водой для всех водорастворимых минералов, найденных в образце;

- осуществляют численное моделирование исходного насыщения исследуемого образца водой с учетом растворения входящих в состав образца минералов при требуемых температуре и давлении до достижения равновесия;

- определяют конечный ионный состав водного раствора, насыщающего поровое пространство цифровой модели после достижения равновесия;

- подготавливают раствор путем растворения рассчитанного количества солей в рассчитанном количестве воды при перемешивании;

- приводят получившийся раствор солей к требуемым термобарическим условиям.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым выбор внутренней области образца, не подвергавшейся воздействию бурового раствора, осуществляют на основе анализа внутренней структуры образца, полученной с помощью метода рентгеновской томографии в низком разрешении.

3. Способ по п. 1, в соответствии с которым построение трехмерной цифровой модели выбранной области образца осуществляют на основе рентгеновского микротомографического изображения высокого разрешения.

4. Способ по п. 3, в соответствии с которым дополнительно используют растровую электронную микроскопию в режимах съемки, дающих информацию о химическом/минеральном составе исследуемого образца и пространственном распределении минералов.