Способ определения относительных фазовых проницаемостей Российский патент 2024 года по МПК G01N15/08 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к способам опредления относительных фазовых проницаемостей коллекторов нефти и газа, в том числе низкопроницаемых терригенных коллекторов, и может быть использовано для проектирования и разработки месторождений.

Известно, что определение значений относительных фазовых проницаемостей коллекторов нефти и газа является необходимым условием для проектирования и разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, поскольку точное определение характеристики пористых сред, определяющей способность различных фаз (например, нефти и газа) проникать через коллектор, позволяет определять объемы и скорости добычи нефти и газа, а также прогнозировать изменения этих параметров в процессе эксплуатации месторождений. В случае низкопроницаемых коллекторов (0,01-1 мД), исследование относительных фазовых проницаемостей особенно важно поскольку низкопроницаемые коллекторы характеризуются небольшими размерами пор, что приводит к ухудшению проходимости флюидов. Такие коллекторы могут затруднять процессы добычи, например, снижать скорость притока нефти и газа к скважинам. В этой связи использование точных значений относительных фазовых проницаемостей крайне важно при проектировании и разработке месторождений для исключения, например, недооценки запасов нефти и газа, а также неэффективной стратегии их добычи.

Известны способы определения фазовых проницаемостей на скважинах. Например, способ определения относительных фазовых проницаемостей (Патент РФ №2445604, опубликован 20.03.2012), включающий проведение промысловых гидродинамических исследований скважины и геофизических измерений, причем для исследования выбирают вышедшую из бурения или ранее использовавшуюся для добычи нефти нагнетательную скважину при этом перед началом закачки в скважине проводят геофизические исследования с целью определения начального профиля распределения коэффициента нефтенасыщенности, затем в скважину начинают закачивать рабочий агент и в разные моменты времени осуществляют замеры забойного давления, профиля приемистости рабочего агента по разрезу пласта, а также профиля распределения коэффициента водонасыщенности. Замеры прекращают на n-м этапе, когда профили коэффициента водонасыщенности повторяют замеренные профили на (n-1)-м этапе. По результатам указанного мониторинга определяют коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом, а также функции относительных фазовых проницаемостей для каждого характерного интервала разреза пласта.

Недостатком способов определения относительных фазовых проницаемостей непосредственно на скважинах, в том числе описанного выше технического решения, является низкая точность определяемых значений из-за ограниченного количества получаемых данных, а также сложность реализации таких способов.

Также известно, что одним из наиболее используемых и информативных способов определения относительных фазовых проницаемостей являются лабораторные способы, включающие проведение экспериментов для определения коэффициентов проницаемости различных фаз. Так, известен способ определения относительных фазовых проницаемостей в пористой среде (Патент РФ № 2442133, опубликован 10.02.2012), включающий этап вытеснения вытесняющим агентом резидентного агента из образца пористой среды с торцовыми и боковой поверхностями, определения насыщенности пористой среды после достижения стационарного течения и вычисления относительных фазовых проницаемостей, причем одновременно с вытесняющим агентом в пористую среду через боковую поверхность образца дополнительно подают резидентный агент, распределенный по произвольному закону с заданным расходом на единицу длины образца.

Известен способ определения относительных фазовых проницаемостей в пористой среде (Патент РФ № 2806536, опубликован 01.11.2023), включающий лабораторное исследование фильтрации жидкостей в образцах пористой среды, при воспроизведении естественных физико-химических характеристик системы порода - пластовые флюиды, при поддержании значений давления и температуры соответствующим пластовым, при использовании пластовых флюидов или их моделей, при измерении относительных фазовых проницаемостей в процессе фильтрации двухфазного потока флюидов с заданным соотношением фаз, причем измерения относительных фазовых проницаемостей в процессе фильтрации двухфазного потока проводят при изменяющейся насыщенности пористой среды, до достижения стационарности потоков, то есть при нестационарном режиме фильтрации.

Кроме того, известен способ определения относительных фазовых проницаемостей (ОСТ 39-235-69 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации», дата введения 01.07.1989), который рассмотрен в качестве наиболее близкого аналога, при котором осуществляют насыщение образца керна водой, создают остаточную водонасыщенность в образце керна при пластовой температуре, насыщают образец керна с остаточной водой керосином, насыщают образец керна нефтью, проведят фильтрацию, определяют фазовые проницаемости.

Общим недостатком, описанных выше технических решений, в том числе прототипа, является низкая точность определения относительных фазовых проницаемостей в низкопроницаемых образцах горных пород из-за высокой погрешности определения насыщенности керна.

Техническая проблема, на решение которой направлено изобретение, заключается в низкой точности определения относительных фазовых проницаемостей в низкопроницаемых образцах горных пород.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении точности определения относительных фазовых проницаемостей в низкопроницаемых образцах горных пород.

Технический результат достигается предложенным способом добычи нефти, при котором:

- проводят томографию образцов керна;

- осуществляют гидростатическое взвешивание образцов керна;

- насыщают образцы керна водой при контроле водонасыщения посредством гидростатического взвешивания;

- создают остаточную водонасыщенность в образцах керна;

- насыщают образцы керна с остаточной водой керосином, при этом замеряют объем выделенной воды;

- насыщают образцы керна рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом, при этом замеряют объем выделенной воды, а значение насыщенности образцов керна определяют посредством рентгеновского излучения;

- проводят фильтрацию по меньшей мере на 2 скоростях рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом или рекомбинированным равновесным газом или их смесью, причем градиент давления удерживают на величине, не превышающей максимальное давление, достигнутое при создании остаточной водонасыщенности в образце керна, при этом значение насыщенности образцов керна определяют посредством рентгеновского излучения;

- определяют относительные фазовые проницаемости с учетом концевых эффектов.

Достижение технического результата обеспечивается в первую очередь за счет входного анализа образцов керна, направленный на выявление в них срытых трещин, каверн, низкопористых прослоев; а также точного контроля насыщения (водой, нефтью, газом) образцов керна на всех этапах способа определения относительных фазовых проницаемостей.

Предложенная совокупность признаков заявленного способа направлена на определение относительных фазовых проницаемостей в низкопроницаемых образцах горных пород с повышенной точностью.

Согласно заявленному способу при его реализации проводят томографию образцов керна, направленную на отбор образцов керна, не имеющих скрытых трещин, каверн, низкопористых прослоев и других дефектов, что в последующем повышает точность определения относительных фазовых проницаемостей. Томографию образцов керна могут проводить, например, на базе рентгеновской системы для компьютерной томографии. Томография образцов керна может быть проведена на воздухе при атмосферном давлении и в среде контрастного вещества при повышенном давлении, в качестве которого, может быть использовано любое известное из уровня техники рентгеноконтростное вещество, например, ксенон. По результатам разностного вычитания определяется однородность структуры и порового пространства образцов керна.

В одном из вариантов осуществления изобретения перед проведением томографии образцов керна могут проводить их подготовку, включающую по меньшей мере, измерение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), по результатам которого отбирают образцы керна, соответствующие условиям проведения фильтрационных экспериментов, которые подвергаются экстрагированию и сушке, после чего повторно могут быть измерены фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). Экстрагирование образцов керна проводят для полного удаления углеводородов путем фильтрации через них различных ароматических или хлорсодержащих органических растворителей. Экстрагирование образцов керна могут осуществлять в условиях, максимально приближенных к пластовым, а именно при температуре, заданной из диапазона от 16 до 150 ^оС, и давлении, заданном из диапазона от 50 до 750 атм (термобарические условия). Последующую сушку образцов керна, которую могут выполнять под вакуумом, проводят с целью удаления влаги из образцов керна.

Согласно заявленному способу при его реализации после томографии образцов керна осуществляют их гидростатическое взвешивание для определения пористости, а также могут проводить их исследование методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР). После гидростатического взвешивания образцов керна проводят их насыщение водой, например, в сатураторе, для последующего создания остаточной водонасыщенности. Для насыщения образцов керна водой может быть использована пластовая вода непосредственно с месторождения или модель пластовой воды, приготовленная в соответствии с составом пластовой, и имеющая аналогичные физико-химические характеристики (минерализация, плотность, вязкость и другие). Контроль полноты водонасыщенности образцов керна осуществляют соответствием пористости и порового объема образцов керна, полученными посредством гидростатического взвешивания, при измерении ФЕС и ЯМР насыщенного образца керна.

На следующем этапе способа создают остаточную водонасыщенность в образцах керна, например, посредством центрифуги в несколько этапов, в том числе, при повышенных температурах, например, при температуре 50 ^оС. Процесс создания остаточной водонасыщенности в образцах керна проводят до прекращения выхода из образцов керна воды и потери массы образцов керна. В одном из примеров реализации изобретения, перед насыщением образцов керна с остаточной водой керосином каждый образец керна может быть завернут в фольгу толщиной не менее 50 мкм с целью предупреждения диффузии газа/контрастного вещества в манжету и в жидкость обжима.

Согласно заявленному способу при его реализации могут определять остаточную водонасыщенность образцов керна объемно-стробоскопическим методом, методом ядерного магнитного резонанса и весовым методом. Кроме того, после определения остаточной водонасыщенности образцов керна с целью выявления разрушений в образцах керна могут проводить их повторную томографию без контраста для последующего отбора образцов керна, не имеющих скрытых трещин, каверн, низкопористых прослоев, что в последующем может дополнительно повышать точность определения относительных фазовых проницаемостей. В одном из вариантов выполнения способа повторную томографию образцов керна могут проводить на воздухе при атмосферном давлении.

Согласно заявленному способу при его реализации насыщают образцы керна с остаточной водой керосином, при этом замеряют объем выделенной воды, что позволяет повысить точность последующих определений относительных фазовых проницаемостей за счет точного определения насыщенности образцов керна и снижения погрешности определения. В одном из примеров реализации изобретения, при насыщении образцов керна с остаточной водой керосином могут прокачивать не менее 10 поровых объемов.

Согласно заявленному способу при его реализации образцы керна насыщают рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом, при этом замеряют объем выделенной воды, а значение насыщенности образцов керна определяют посредством рентгеновского излучения, что позволяет повысить точность последующих определений относительных фазовых проницаемостей, за счет получения точных значений насыщенности образцов керна. Замещение стабильного флюида (керосин) нестабильным (рекомбинированная газонасыщенная равновесная нефть с контрастным веществом) может проводиться при заданной температуре, например, пластовой. Степень вытеснения может оцениваться по стабилизации газового фактора, перепада давления, проницаемости и коэффициента усадки нестабильного флюида на выходе из кернодержателя (объем закачки не менее 4 п.о.).

Согласно заявленному способу на завершающих этапах проводят фильтрацию по меньшей мере на 2 скоростях рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом (например, 100%), или рекомбинированным равновесным газом (например, 100%), или их смесью (например, 50% рекомбинированная газонасыщенная равновесная нефть с контрастным веществом и 50% рекомбинированный равновесный газ), причем градиент давления удерживают на величине, не превышающей максимальное давление, достигнутое при создании остаточной водонасыщенности в образце керна, при этом значение насыщенности образцов керна определяют посредством рентгеновского излучения, после чего определяют относительные фазовые проницаемости с учетом концевых эффектов, то есть нефтенасыщенность рассчитывается по области образцов керна, не подверженной влиянию концевых эффектов. Эксперимент по определению относительных фазовых проницаемостей включает в себя ряд опытов (режимов), при проведении которых используемые флюиды, например, нефть-газ, которые подаются в керновую модель в определенном соотношении, меняющееся от опыта к опыту. При этом суммарный объем обеих фаз остается постоянным. Определение относительных фазовых проницаемостей может проводиться на нескольких режимах совместной фильтрации в следующей последовательности, на примере системы нефть-газ: 100% нефти в потоке – 0% газа в потоке; 50% нефти в потоке - 50% газа в потоке; 25% нефти в потоке - 75% газа в потоке; 10% нефти в потоке - 90% газа в потоке; 2% нефти в потоке - 98% газа в потоке; 0% нефти в потоке - 100% газа в потоке. В рамках заявленного способа проводят фильтрацию по меньшей мере на 2 скоростях с целью устранения концевых эффектов и повышения точности получаемых результатов. Суммарная объемная скорость течения обеих фаз может выбираться исходя из перепадов, при которых отсутствует срыв связанной воды, созданной при центрифугировании. Определение насыщенности образцов керна в каждый момент времени производится посредством поглощения рентгеновских лучей флюидами в поровом пространстве образцов керна. Определение насыщенности образцов керна может производится посредством точечного детектора (например, охватывающего 2 мм центральной части по ширине образца керна) и линейного детектора (например, охватывающего всю область образца керна). Напряжение и ток на рентгеновской трубке могут подбирать таким образом, чтобы сигнал с детектора при просвечивании сухого керна был не менее 4/5 от максимального значения измеряемого детектора, но напряжение было не менее 65 кВ.

Расчет градиента давления может быть осуществлен по формуле:

,

где Р_с - градиент давления;

∆ρ - разница плотности между смачивающим и несмачивающим флюидом;

N - скорость вращения ротора;

R_ext - расстояние от центра вращения до нижнего торца образца (величина фиксированная);

R_int - расстояние от центра вращения до верхнего торца образца, эта величина зависит от высоты цилиндра.

В одном из вариантов выполнения способа при проведении фильтрации значение насыщенности образцов керна могут дополнительно определять посредством расчета материального баланса.

В одном из вариантов выполнения способа при определении относительных фазовых проницаемостей с учетом концевых эффектов рассчитывают поправочный коэффициент для значения перепада давления, на основе данных по перепаду давления при фильтрации по меньшей мере на 2 скоростях.

В одном из вариантов выполнения способа для проведения фильтрации дополнительно могут проводить подготовку рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефти с контрастным веществом и рекомбинированного равновесного газа, включающую обезвоживание исходной нефти посредством центрифугирования; деасфальтизацию нефти; хроматографический анализ нефти; рекомбинацию нефти посредством добавления углеводородных газов и контрастного вещества; закачку избыточного количества газа фильтрации; сброс газовой шапки при термобарических условиях пласта; хроматографический анализ газовой шапки и ее последующей рекомбинации. При получении дегазированной нефти для реализации способа определения относительных фазовых проницаемостей, может проводиться ее входной контроль, при котором определяется содержание воды в нефти и ее состав. После определения содержание воды в нефти (более 0,3%) проводят обезвоживание исходной нефти посредством центрифугирования для удаления воды, которая присутствует в нефти. Параметры центрифугирования выбираются исходя из данных по содержанию воды и вязкости нефти. Допустимое содержание воды в нефти - не более 0,1%. После обезвоживания нефти проводят ее деасфальтизацию с целью удаления асфальтенов - сложных органических соединений, а также с целью предупреждения кольматации образцов керна коллоидно-нестабильными высокомолекулярными соединениями нефти. Деасфальтизацию нефти могут проводить путем насыщения ее азотом при температуре, заданной из диапазона от 16 до 150 ^оС, и давлении, заданном из диапазона от 50 до 750 атм. и последующей ее фильтрации, которую могут проводить через каскад механических фильтров 7,0-2,0-0,5 мкм. Кроме того, фильтрацию нефти также могут проводить через карбонатные керны с проницаемостью около 100 мД. Последующий хроматографический анализ проводят с целью определения состава нефти на основании которого проводят ее рекомбинацию с добавлением в модель нефти недостающих углеводородных компонентов, в частности избыточное количество газа фильтрации. С целью контрастирования нефти, при определении насыщенности образцов керна посредством рентгеновского излучения, в нее может быть добавлено контрастное вещество, например, йодсодержащее органическое нефтерастворимое соединение в количестве, определяемом в зависимости от параметров конкретного образца керна, флюидов для достижения необходимого соотношения сигнал-шум методом фантомной съемки (до 15% масс.). Рекомбинация нефти с добавлением углеводородных газов может проводиться, например, в предварительно вакуумированной поршневой колонке. Количество пропана, этана, метана и бутана может подаваться по массе, при взвешивании поршневой колонки после подачи каждого углеводорода, а прочие жидкие компоненты (н-пентан, гексан, гептан, йодооктан и другие) могут закачивать дозировочным насосом. После приготовления модели рекомбинированной нефти поршневая колонка может устанавливаться в термошкаф и подсоединяться к гидравлическим линиям фильтрационной установки, с целью определения состава нефти, а также измерения вязкости нефти капиллярным методом. После получения рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефти могут производить подготовку рекомбинированного равновесного газа путем сброса газовой шапки через визуальный сепаратор, с последующим хроматографическим анализом газа и его рекомбинацией.

Изобретение поясняется следующими фигурами.

На Фиг. 1 показаны результаты томографии кернов (1-3), участвующих в эксперименте, в частности срезы кернов в плоскостях перпендикулярной и параллельной оси цилиндра.

На Фиг. 2 показан график относительных фазовых проницаемостей для совместной стационарной фильтрации рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом или рекомбинированным равновесным газом или их смесью.

На Фиг. 3 показан график, отражающий соотношение содержания компонентов в рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефти с контрастным веществом и рекомбинированном равновесном газе.

Для иллюстрации возможности реализации и более полного понимания сути изобретения ниже представлен частный пример реализации способа определения относительных фазовых проницаемостей керна месторождения Западной Сибири, который может быть любым образом изменен или дополнен, при этом настоящее изобретение ни в коем случае не ограничивается представленным вариантом.

Способ определения относительных фазовых проницаемостей реализовался рядом следующих этапов: этап проведения томографии образцов керна; этап гидростатического взвешивания образцов керна; этап насыщения образцов керна водой при контроле водонасыщения посредством гидростатического взвешивания; этап создания остаточной водонасыщенности в образцах керна; этап насыщения образцов керна с остаточной водой керосином, при замере объема выделенной воды; этап насыщения образцов керна рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом, при замере объема выделенной воды, и определении значения насыщенности образцов керна посредством рентгеновского излучения; этап проведения фильтрации по меньшей мере на 2 скоростях рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом или рекомбинированным равновесным газом или их смесью, при определении значения насыщенности образцов керна посредством рентгеновского излучения, причем градиент давления удерживают на величине, не превышающей максимальное давление, достигнутое при создании остаточной водонасыщенности в образце керна; этап определения относительных фазовых проницаемостей с учетом концевых эффектов.

На первом этапе провели томографию образцов керна низкопроницаемого коллектора месторождения западной Сибири на рентгеновском томографе. Образцы керна были представлены цилиндрами, выпиленными из кернового материала с геометрическими размерами: длина - 5 см, диаметр - 3 см. Результаты томографии представлены на Фиг.1 и показывают срезы образцов кернов (1-3), отобранных для эксперимента, в плоскостях перпендикулярной и параллельной оси цилиндра.

Затем осуществляли гидростатическое взвешивание образцов керна с целью определения общего порового объема керновой модели, который составил 15,40 см³. Средний коэффициент открытой пористости равен 14,75% средняя проницаемость по газу - 0,755 мД.

На следующем этапе посредством сатуратора насытили образцы керна водой с минерализацией 12,5 г/л, при этом контролировали водонасыщение посредством гидростатического взвешивания. После чего создали остаточную водонасыщенности в образцах керна посредством центрифуги, при этом остаточная водонасыщенность в образцах керна составила 21,66 %. При этом свободный поровый объем с учетом связанной воды составил 12,05 см³.

После создания в образцах кернов остаточную водонасыщенность, керны поместили в кернодержатель таким образом, чтобы по направлению течения флюидов каждый последующий образец имел меньшую проницаемость. Кернодержатель подключали к гидравлической системе и к нагревательным элементам. Затем насытили образцы керна с остаточной водой керосином, при этом замерили объем выделенной воды, равной 0,5 мл. На следующем этапе насытили образцы керна рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом, при этом замерили объем выделенной воды, равной 0,1 мл, а значение насыщенности образцов керна определяли посредством рентгеновского излучения.

На следующем этапе провели фильтрацию на 2 скоростях рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом, рекомбинированным равновесным газом и их смесью, причем градиент давления удерживали на величине, не превышающей максимальное давление, достигнутое при создании остаточной водонасыщенности в образце керна, а значение насыщенности образцов керна определяли посредством рентгеновского излучения.

На заключительном этапе определяли относительные фазовые проницаемости с учетом концевых эффектов. Результаты представлены на Фигуре 2.

Подготовку проб рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефти и рекомбинированного равновесного газа, используемых при реализации способа, проводили следующим образом. На первой стадии обезвоживали исходную нефть посредством центрифугирования, затем проводили деасфальтизацию и ее хроматографический анализ. После чего проводили рекомбинацию нефти посредством добавления углеводородных компонентов C₂-C_8, контрастного вещества и закачку избыточного количества газа фильтрации (метана в массовом соотношении 1:3), причем метан подавали таким образом, чтобы он барботировал через нефть для обеспечения наилучшего массообмена. На следующей стадии при поддержании постоянного давления осуществляли сброс газовой шапки и определяли объем газа, после чего проводили анализ газовой шапки с целью определения состава равновесного газа. На основании данных о составе газа, составе конденсата, а также о соотношении конденсат/газ в газовой шапке готовили пробу рекомбинированного равновесного газа. Соотношение содержания компонентов в рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефти и рекомбинированном равновесном газе приведено на Фиг. 3.

Таким образом обеспечивается достижение технического результата, заключающегося в повышении точности определения относительных фазовых проницаемостей в низкопроницаемых образцах горных пород.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к способам определения относительных фазовых проницаемостей коллекторов нефти и газа, в том числе низкопроницаемых терригенных коллекторов, и может быть использовано для проектирования и разработки месторождений. Способ определения относительных фазовых проницаемостей, при котором: проводят томографию образцов керна; осуществляют гидростатическое взвешивание образцов керна; насыщают образцы керна водой при контроле водонасыщения посредством гидростатического взвешивания; создают остаточную водонасыщенность в образцах керна; насыщают образцы керна с остаточной водой керосином, при этом замеряют объем выделенной воды; насыщают образцы керна рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом, при этом замеряют объем выделенной воды, а значение насыщенности образцов керна определяют посредством рентгеновского излучения; проводят фильтрацию по меньшей мере на двух скоростях рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом, или рекомбинированным равновесным газом, или их смесью, причем градиент давления удерживают на величине, не превышающей максимальное давление, достигнутое при создании остаточной водонасыщенности в образце керна, при этом значение насыщенности образцов керна определяют посредством рентгеновского излучения; определяют относительные фазовые проницаемости с учетом концевых эффектов. Техническим результатом является повышение точности определения относительных фазовых проницаемостей в низкопроницаемых образцах горных пород. 19 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ определения относительных фазовых проницаемостей, при котором:

- проводят томографию образцов керна;

- осуществляют гидростатическое взвешивание образцов керна;

- насыщают образцы керна водой при контроле водонасыщения посредством гидростатического взвешивания;

- создают остаточную водонасыщенность в образцах керна;

- насыщают образцы керна с остаточной водой керосином, при этом замеряют объем выделенной воды;

- насыщают образцы керна рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом, при этом замеряют объем выделенной воды, а значение насыщенности образцов керна определяют посредством рентгеновского излучения;

- проводят фильтрацию по меньшей мере на двух скоростях рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефтью с контрастным веществом, или рекомбинированным равновесным газом, или их смесью, причем градиент давления удерживают на величине, не превышающей максимальное давление, достигнутое при создании остаточной водонасыщенности в образце керна, при этом значение насыщенности образцов керна определяют посредством рентгеновского излучения;

- определяют относительные фазовые проницаемости с учетом концевых эффектов.

2. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором перед проведением томографии образцов керна проводят их подготовку, включающую, по меньшей мере, измерение фильтрационно-емкостных свойств, экстрагирование и сушку.

3. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.2, в котором экстрагирование образцов керна проводят при температуре, заданной из диапазона от 16 до 150°С, и давлении, заданном из диапазона от 50 до 750 атм.

4. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.2, в котором сушку образцов керна проводят под вакуумом.

5. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором томографию образцов керна проводят на воздухе при атмосферном давлении.

6. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором томографию образцов керна проводят в среде контрастного вещества при повышенном давлении.

7. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.6, в котором в качестве контрастного вещества используют ксенон.

8. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором после гидростатического взвешивания образцов керна дополнительно проводят их исследование методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР).

9. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором используют модель пластовой воды.

10. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором перед насыщением образцов керна с остаточной водой керосином каждый образец керна заворачивают в фольгу.

11. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.10, в котором используют фольгу толщиной не менее 50 мкм.

12. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором при насыщении образцов керна с остаточной водой керосином прокачивают не менее 10 поровых объемов.

13. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором расчет градиента давления осуществляют по формуле

,

где Р_с - градиент давления; - разница плотности между смачивающим и несмачивающим флюидом; N - скорость вращения ротора; R_ext - расстояние от центра вращения до нижнего торца образца; R_int - расстояние от центра вращения до верхнего торца образца, эта величина зависит от высоты цилиндра.

14. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором при проведении фильтрации значение насыщенности образцов керна дополнительно определяют посредством расчета материального баланса.

15. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором при определении относительных фазовых проницаемостей с учетом концевых эффектов рассчитывают поправочный коэффициент для значения перепада давления на основе данных по перепаду давления при фильтрации по меньшей мере на двух скоростях.

16. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором после создания остаточной водонасыщенности в образцах керна дополнительно проводят их повторную томографию без контрастного вещества.

17. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.1, в котором дополнительно проводят подготовку рекомбинированной газонасыщенной равновесной нефти и рекомбинированного равновесного газа, включающую обезвоживание исходной нефти; деасфальтизацию нефти; хроматографический анализ нефти; рекомбинацию нефти посредством добавления углеводородных газов и контрастного вещества; закачку избыточного количества газа фильтрации; сброс газовой шапки; анализ газовой шапки и ее последующую рекомбинацию.

18. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.17, в котором деасфальтизацию нефти проводят путем насыщения ее азотом при температуре, заданной из диапазона от 16 до 150°С, и давлении, заданном из диапазона от 50 до 750 атм, и последующей ее фильтрации.

19. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.17, в котором фильтрацию проводят через каскад механических фильтров 7,0-2,0-0,5 мкм.

20. Способ определения относительных фазовых проницаемостей по п.17, в котором фильтрацию проводят через карбонатные керны.