Способ определения относительных фазовых проницаемостей анизотропных горных пород Российский патент 2025 года по МПК G01N15/08 G01N23/02 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к информационному обеспечению проектов разработки залежей нефти и газа на основе 3D гидродинамического моделирования.

Уровень техники

Наличие пространственной фильтрационной неоднородности коллекторов выражается в существовании закономерных направлений, благоприятных для внутри- и межпластовых перетоков флюидов. В мировой практике нефтедобычи имеются многочисленные подтверждения этого явления, выраженные в резком отличии режимов работы добывающих скважин при их равном удалении от нагнетательной скважины. К одному из основных факторов, обусловливающих пространственную неоднородность фильтрационной среды, относится объёмная изменчивость (анизотропия) структуры пустотного пространства флюидонасыщенных пород-коллекторов.

Анизотропия проницаемости является одним из ключевых факторов при построении 3D геологической и гидродинамической моделей продуктивного пласта и обосновании технологий разработки залежи нефти или газа. Под анизотропией проницаемости здесь понимается различие коэффициентов проницаемости, например, в горизонтальной плоскости XOY (kx) и вдоль вертикальной координаты OZ (kz), в общем случае локальная проницаемость в заданной точке пространства будет различна по всем трем координатам.

Недоучет анизотропии на стадии создания проекта разработки и в процессе эксплуатации месторождений негативно отражается на нефтеотдаче и влечет к недостаточной выработке запасов.

Известен способ изучения горных пород при наличии анизотропии физических свойств на основе сравнения данных проницаемости образцов керна [Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: «Недра», 1977, 287 с., с. 111-113]. Согласно данному способу из отобранной керновой колонны выпиливают вдоль и поперек напластования два образца керна. Затем осуществляют процедуры экстракции и сушки. После этого по очереди образцы помещают в кернодержатель и прокачивают через них газ при разных расходах с измерением перепада давления. По полученным данным определяют величины проницаемостей kx и kz.

Известен способ определения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для горных пород с наличием анизотропии, в котором используя составные модели пласта, полученные из нескольких образцов изготовленных параллельно и перпендикуллярно напластованию [С.Г. Рассохин (ООО "ВНИИГАЗ"). «Анизотропия фильтрационных свойств горных пород и ее влияние на относительные фазовые проницаемости». Журнал Геология нефти и газа, №3, 2003 г.].

Недостатки известных способов определения ОФП для анизотропных горных пород на цилиндрических образцах следующие.

В случае использования цилиндрических образцов, выбуренных параллельно и перпендикуллярно напластованию, измеренные проницаемости kx и kz относятся к разным, хотя и близко расположенным в исходной керновой колонне образцам. Поэтому различие получаемых оценок проницаемостей связано не только с анизотропией вдоль и поперек напластования, но и с анизотропией керновой колонны вдоль ее длины.

При изготовлении цилиндрического образца параллельно напластованию его ориентация в горизонтальном направлении проводится случайным образом и не учитывает возможное наличие латеральной анизотропии.

Более корректным способом изучения анизотропии является выполнение определения проницаемости на образцах кубической формы [ГОСТ 26450.1-85, п. 1.4 стр.2], что позволяет получить однозначную оценку наличия анизотропии в одной и той же физической точке геологического объекта.

Согласно данному способу из отобранной керновой колонки выпиливают кубический образец, ориентированный по напластованию. Затем осуществляют процедуры экстракции и сушки. После этого по очереди кубические образцы помещают в соответствующие кернодержатели и прокачивают через них газ при разных расходах с измерением перепада давления. По полученным данным определяют величины проницаемостей kx, ky и kz.

В способе [Congcong Li, Shuoliang Wang, Qing You and Chunlei Yu. «A New Measurement of Anisotropic Relative Permeability and Its Application in Numerical Simulation». Energies 2021, 14, 4731.] описано проведение работ по изучению влияния анизотропии проницаемости на относительные фазовые проницаемости с использованием кубических образцов. Для экспериментов использовалась фильтрационная установка с кернодержателем позволяющим проводить фильтрацию по разным направлениям без разборки кернодержателя. Метод измерения насыщенности в кубическом образце - материальный баланс поступающих флюидов в модель пласта и выходящих из модели пласта.

Недостатком указанного способа определения влияния анизотропии проницаемости на ОФП с использованием кубических образцов в предложенном варианте является:

- создание остаточной водонасыщенности выполняется фильтрацией нефти, что может привести к ее завышению относительно методов полупроницаемой мембраны или центрифугирования, если выбран не обоснованный режим фильтрации;

- оценка изменения флюидонасыщенности в образце проводится по методу материального баланса, на погрешность которого влияет соотношение порового объёма образца и «мертвых» объёмов измерительной системы, в отличие от методов прямой оценки насыщенности (мониторинг насыщения в пластовых условиях (МНПУ)) с использованием рентгеновского (X-Ray, CT) или гамма просвечивания (Gamma-Ray) [Макфи К., Рид Дж., Зубизаретта И. «Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам» // М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018, 912 с. ISBN 978-5-4344-0555-3].

Известен также способ изучения анизотропии горных пород на керне, заключающийся в определении латеральной анизотропии коллектора с помощью стандартной методики по определению упругих свойств образца горной породы - керна. Керн подвергается одноосному сжатию и по его боковой поверхности с помощью тензодатчиков измеряются деформации. Если свойства горной породы изотропные, то деформации во всех направлениях равны и в результате измерений получается окружность, если же имеет место анизотропия упругих свойств, то получаются при измерении фигуры в виде овала. При этом экстремальные деформации соответствуют экстремальным фильтрационным свойствам и указывают направления главных осей тензора коэффициентов проницаемости [Семенов В.В., Казанский А.Ю., Банников Е.А. Изучение анизотропии горных пород на керне и ее ориентация в пространстве палеомагнитным методом. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2008, №1, с. 18-23].

Недостатком данного способа в первую очередь является то, что анизотропия механических свойств может не совпадать с анизотропией проницаемости.

Известен способ определения анизотропии порового пространства и положения главных осей тензора проницаемости горных пород на керне, который включает исследование ориентированного керна, анализ результатов исследований и определение направления главных осей анизотропии проницаемости в плоскости напластования горных пород, при этом керновый материал экстрагируют и высушивают, затем из кернового материала изготавливают пластину толщиной 3÷5 мм и на закрепленную пластину на горизонтальной поверхности дозированно по каплям на центр пластины подают дистиллированную воду, а наличие анизотропии и направление главных осей анизотропии проницаемости определяют по форме образующегося на пластине мокрого пятна [RU 2492447 C1, МПК G01N 15/08, опубл. 10.09.2013].

Недостатком данного способа является зависимость результата от характера смачиваемости образца керна, а также низкая эффективность в карбонатных породах со сложной структурой порового пространства.

Раскрытие сущности изобретения

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является создание технологии исследований керна, позволяющей провести исследования относительных фазовых проницаемостей при наличии анизотропии проницаемости на одном и том же образце горных пород для различных направлений, ориентированных по сторонам света.

Технический результат заключается в повышении степени достоверности определения относительных фазовых проницаемостей для анизотропных горных пород.

Указанный технический результат достигается тем, что используют способ определения относительных фазовых проницаемостей для анизотропных горных пород согласно настоящему изобретению. Способ включает в себя этапы, на которых:

осуществляют отбор керна, отбор и пробоподготовку полноразмерного образца из упомянутого керна;

осуществляют определение проницаемости по газу, строят лепестковую диаграмму проницаемости для оценки наличия латеральной анизотропии и производят ориентировку граней полноразмерного образца так, чтобы сторона Х была направлена по направлению определенной максимальной проницаемости;

изготавливают кубический образец из указанного полноразмерного образца и осуществляют его подготовку к фильтрационным экспериментам;

проводят фильтрационные эксперименты на установке с рентгеновским просвечиванием кубического образца для определения проницаемости по воде и фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности кубического образца; и

определяют относительные фазовые проницаемости для анизотропных горных пород на основе данных, полученных после проведения упомянутых экспериментов.

Дополнительная особенность заключается в том, что пробоподготовка полноразмерного образца из упомянутого керна включает в себя продольную резку, торцевание, пришлифовку, выравнивание боковой поверхности, экстракцию, сушку.

Дополнительная особенность заключается в том, что определение проницаемости по газу осуществляют в туррельном кернодержателе газового порозиметра-пермеаметра перпендикуллярно напластованию полноразмерного образца, и, пошагово вращая полноразмерный образец в латеральном направлении, осуществляют замеры проницаемости параллельно напластованию от трех и более раз.

Дополнительная особенность заключается в том, что подготовка к фильтрационным экспериментам кубического образца включает в себя насыщение пластовой водой, приготовленной растворением навески поглотителя в дистиллированной воде и оценивание пористости в атмосферных условиях.

Дополнительная особенность заключается в том, что фильтрационные эксперименты на установке с рентгеновским просвечиванием кубического образца для определения проницаемости по воде включают в себя этапы, на которых кубический образец осуществляют фоновый замер кубического образца, насыщают его моделью пластовой воды с добавлением рентген поглотителя и делают оценку пористости методом жидкостенасыщения, а также проницаемости по воде, после извлечения образца с помощью метода полупроницаемой мембраны моделируют остаточную водонасыщенность, причем направление вытеснения жидкости происходит по направлению наибольшей проницаемости (сторона Х).

Дополнительная особенность заключается в том, что фильтрационные эксперименты на установке с рентгеновским просвечиванием кубического образца для определения фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности кубического образца включают в себя этапы, на которых заполняют керосином методом вакуумирования, выполняют фильтрацию одного порового объёма керосина через образец, замещают керосин пластовой нефтью, определяют фазовую проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности.

Дополнительная особенность заключается в том, что фазовую проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности определяют, как зависимость объемного расхода нефти от перепада давления, приведенного к длине образца.

Дополнительная особенность заключается в том, что относительные фазовые проницаемости для анизотропных горных пород на основе данных определяют на основе коэффициента относительной фазовой проницаемости для нефти и воды, используя метод стационарной фильтрации при различных соотношениях флюидов в потоке при постоянной суммарной объемной скорости фильтрации.

Краткое описание чертежей

Предложенное техническое решение иллюстрируется фигурами.

На фиг. 1 представлена лепестковая диаграмма с результатами замеров газопроницаемости ориентированными по сторонам света - С (Север), Ю (Юг), З (Запад), В (Восток), СЗ (Северо-Запад), СВ (Северо-Восток), ЮЗ (Юго-Запад), ЮВ (Юго-Восток) в 8-ми точках для цилиндрического полноразмерного образца, фильтрация газа осуществлялась параллельно напластованию, взгляд на цилиндрический полноразмерный образец сверху. По направлению Севера показаны диапазоны изменения проницаемости, 10, 100 и 1000 мД. На этой же диаграмме показано направление пространственной ориентации кубического образца по направлению с максимальной проницаемостью, где точки замеров проницаемости соединены темной линией (ориентация по оси Х кубического образца).

На фиг. 2 представлена блок-схема фильтрационной установки, где цифрами обозначены: 1 - образец горной породы кубической формы, 2 - источник рентгеновского (или гамма) излучения, 3 - детектор рентгеновского (гамма) излучения, 4 - дифференциальный манометр (датчик давления ДД, далее диффманометр), 5 - насос для гидрообжима, 6 - сепаратор, 7 - двухплунжерный насос для нефти, 8 - двухплунжерный насос для воды, 9 - кернодержатель фильтрационной установки. Стрелками показаны направления движения флюидов в эксперименте (на фиг. 2 - нефть, газ).

На фиг. 3 представлена диаграмма определения относительной фазовой проницаемости (ОФП) по нефти и воде. Показаны следующие зависимости: 10 - ОФП для нефти по направлению Х, 11 - ОФП для воды по направлению Х, 12 - ОФП для нефти по направлению Y, 13 - ОФП для воды по направлению Y, 14 - ОФП для нефти по направлению Z, 15 - ОФП для воды по направлению Z.

Осуществление изобретения

Способ осуществляют следующим образом. Выполняют отбор керна в вертикальной скважине, ориентируют керн по сторонам света, наносят линию «Север», выполняют отбор и изготовление полноразмерных образцов цилиндрической формы при помощи оборудования, либо с использованием палеомагнитного способа при отборе не ориентированного в пространстве керна, выполняют отбор полноразмерных образцов в соотношении диаметра к длине 1:1. Выполняют пробоподготовку этих образцов (продольная резка, торцевание, пришлифовка, выравнивание боковой поверхности, экстракция, сушка), помещают полноразмерные образцы цилиндрической формы в туррельный кернодержатель газового порозиметра-пермеаметра типа UPP-500 (CoreLab), осуществляют определение ОФП по газу вдоль образца (перпендикуллярно напластованию). Пошагово, вращая полноразмерный образец в латеральном направлении, делают замеры проницаемости от трех и более раз (по латерали - параллельно напластованию). После выполненных замеров проницаемости по латерали, выполняют построение лепестковой диаграммы проницаемости в латеральном направлении и делают оценку наличия латеральной анизотропии проницаемости (фиг. 1). По результатам наложения лепестковой диаграммы (фиг. 1) на торец цилиндрического полноразмерного керна выполняют ориентировку кубического образца, совмещая направление с наибольшей проницаемостью с осью «Х», и затем изготавливают кубический образец размером 30÷50 мм, подписывая стороны кубического образца обозначениями: x, y, z. Для контроля наличия анизотропии проницаемости делают замеры проницаемости по газу в трех направления на кубических образцах в соответствии с ГОСТ 26450.2. В случае наличия анизотропии проницаемости на кубических образцах начинают их подготовку к фильтрационным экспериментам. Для этого образец насыщают моделью пластовой воды приготовленной растворением навески йодида натрия в дистиллированной воде, оценивают пористость в атмосферных условиях в соответствии с ГОСТ 26450.1.

Фильтрационные эксперименты проводят на фильтрационной установке с рентгеновским просвечиванием или гамма просвечиванием кубического образца, блок-схема которой приведена на фиг. 2 (конфигурация для экспериментов в системе «нефть-вода»). Расчет промежуточной водонасыщенности () в каждой точке кубического образца выполняется по значениям сигнала I^j с детектора рентгеновского (гамма) излучения 3:

, (1)

где соответствует сигналу детектора при сканировании образца с промежуточной нефтенасыщенностью;

- сигнал детектора при сканировании образца, насыщенного на 100% нефтью;

- сигнал детектора при сканировании образца, насыщенного на 100% водой.

Загружают образец горной породы кубической формы 1 в рентгенопрозрачный кернодержатель 9, оснащенный эластичной манжетой, сторона «Х» кубического образца совпадает с направлением фильтрации в установке. С помощью насоса для гидрообжима 5 обеспечивают плотное прилегание эластичной манжеты к боковым граням образца, с помощью насоса 8 с рабочими поршнями 2А, 2В и диффманометра 4 определяют проницаемость по воде при термобарических условиях и извлекают образец из кернодержателя 9.

На образце кубической формы методом полупроницаемой мембраны или центрифугирования выполняют моделирование остаточной водонасыщенности в направлении вытеснения жидкости по стороне «Х».

Часть пустотного пространства образца горной породы кубической формы 1, освобожденного от воды, заполняют керосином методом вакуумирования.

Выполняют загрузку (сторона «Х» совпадает с направлением фильтрации в установке) образца горной породы кубической формы 1 в рентгенопрозрачный кернодержатель 9 фильтрационной установки, создают необходимое давление посредством насоса для гидрообжима 5.

С помощью насоса 7 с рабочими поршнями 1А, 1В выполняют фильтрацию единичного порового объёма керосина через образец 1, замещают керосин пластовой нефтью, для чего делают принудительную фильтрацию пяти поровых объёмов, останавливают фильтрацию и делают выдержку кубического образца при термобарических условиях в течение требуемого времени. Так, например, при проведении экспериментов время выдержки составляет 24 часа (время выдержки для восстановления смачиваемости может быть увеличено при необходимости).

Используя насос 7 и диффманометр 4, определяют фазовую проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности Sво. Для этого прокачивают нефть через образец 1 при рабочей скорости до стабилизации перепада давления и расхода. Перепад давления считают установившимся, если колебания относительно среднего значения за 2 часа не превышают 5%. Расход флюида считают установившимся, если разница средних значений расхода нефти на входе и выходе из кернодержателя не превышает погрешности насоса 7. Для оценки текущей насыщенности образца 1 перемещают систему: источник рентгеновского излучения 2 - детектор 3 вдоль образца 1. Одновременно выполняют контроль объёмов вытесняемых из образца флюидов с помощью сепаратора 6. Снижают скорость фильтрации нефти в два раза, после стабилизации измеряют перепад давления на образце 1. Повторяют измерения с уменьшением скорости течения нефти не менее чем в два раза.

Определение коэффициента относительной фазовой проницаемости для нефти и воды проводят методом стационарной фильтрации при различных соотношениях флюидов в потоке при постоянной суммарной объёмной скорости фильтрации. Для прокачки нефти и воды используют насосы 7 и 8.

Количество режимов и соотношения флюидов могут быть изменены в зависимости от задач эксперимента, но их должно быть не менее пяти. Например:

Режим 1: 0% воды/100% нефти;

Режим 2: 25% воды/75% нефти;

Режим 3: 50% воды/50% нефти;

Режим 4: 75% воды/25% нефти;

Режим 5: 100% воды/0% нефти.

На каждом режиме совместную подачу воды и нефти проводят до стабилизации перепада давления, а также установления насыщенности. После стабилизации потока, для оценки текущей насыщенности образца перемещают систему: источник рентгеновского (гамма) излучения 2 - детектор 3 вдоль образца. Одновременно выполняют контроль объёмов вытесняемых из образца флюидов с помощью сепаратора 6.

На последнем режиме при фильтрации 100% воды повторяют измерения перепада давления при различных скоростях фильтрации аналогично предыдущему этапу.

После окончания измерений для получения опорных сигналов и расчета насыщенности по формуле (1) насыщают поровое пространство образца на 100% последовательно моделью нефти и воды. Для этого, на первом этапе прокачивают через кубический образец не менее 10 поровых объёмов растворителя, например, толуола или другого растворителя для очистки порового пространства от углеводородов, затем слабоминерализованную воду (для удаления минерализованной воды) - не менее 3 поровых объёмов и изопропиловый спирт (или другой спирт) - не менее 10 поровых объёмов. При фильтрации не допускают закипания растворителей в образце - при необходимости снижают температуру кернодержателя ниже температуры кипения растворителей. На следующем этапе прокачивают не менее 3 поровых объёмов растворителя, например, толуола или другого растворителя, затем, модель пластовой нефти - не менее 5 поровых объёмов. Проводят сканирование кубического образца насыщенного на 100% нефтью рентгеновским излучением (двухмерное теневое распределение сигнала с детектора ). Повторяют сканирование не менее 5 раз.

Прокачивают через кубический образец не менее 10 поровых объёмов растворителя, например, толуола или другого растворителя, затем прокачивают через образец не менее 10 поровых объёмов изопропилового спирта, в завершении прокачивают через образец не менее 10 поровых объёмов модели воды. Проводят сканирование кубического образца насыщенного на 100% моделью воды рентгеновским (гамма) излучением (двухмерное теневое распределение сигнала с детектора ). Повторяют сканирование не менее 5 раз.

Выполняют обработку результатов. Для этого рассчитывают фазовую проницаемость по воде и нефти из выражения в соответствии с ОСТ 39-235-89 «Нефть.Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»:

, (2)

, (3)

где K_нi - фазовая проницаемость для нефти при i-м соотношении, мкм²; K_вi - фазовая проницаемость для воды при i-м соотношении, мкм²; Q_нi - расход нефти в условиях измерений при i-м соотношении, см³/с; Q_вi - расход воды в условиях измерений при i-м соотношении, см³/с; μ_н - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·c; μ_в - вязкость воды в пластовых условиях, мПа⋅c; ΔP_i - перепад давления на образце при i-м соотношении, 10⁵⋅Па; F - площадь поперечного сечения образца, см²; L - длина ребра образца, см.

Коэффициенты относительной фазовой проницаемости для нефти и воды при различных соотношениях флюидов рассчитывают по формулам с ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»:

, (4)

, (5)

где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти при i-том соотношении; - коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды при i-том соотношении; K - фазовая проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности (базовая проницаемость).

По полученным результатам измерений строят график зависимости коэффициента относительной фазовой проницаемости для нефти и воды по стороне Х от водонасыщенности:

Далее, повторяя вышеописанные последовательности, выполняют измерения ОФП при фильтрации по сторонам Y и Z кубического образца.

Результаты измерений оформляют в виде таблиц №№1, 2, 3 и диаграмм ОФП (фиг. 3).

Таблица 1. Результаты определения фазовой проницаемости по нефти и воде для кубического образца керна №5354-21. Сторона Х.

Таблица 2. Результаты определения фазовой проницаемости по нефти и воде для кубического образца керна №5354-21. Сторона Y.

Таблица 3. Результаты определения фазовой проницаемости по нефти и воде для кубического образца керна №5354-21. Сторона Z.

Изобретение относится к области исследования физических свойств горных пород и может быть использовано для определения относительных фазовых проницаемостей анизотропных горных пород. Сущность: отбирают керн. Из отобранного керна отбирают пробу полноразмерного образца и проводят ее пробоподготовку. Определяют проницаемость по газу. Строят лепестковую диаграмму проницаемости для оценки наличия латеральной анизотропии. Ориентируют грани полноразмерного образца так, чтобы сторона Х была направлена по направлению определенной максимальной проницаемости. Из указанного полноразмерного образца изготавливают кубический образец и подготавливают его к фильтрационным экспериментам. Проводят фильтрационные эксперименты на установке с рентгеновским просвечиванием кубического образца для определения проницаемости по воде и фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности кубического образца. На основе полученных данных определяют относительные фазовые проницаемости для анизотропных горных пород. Технический результат: повышение достоверности определения относительных фазовых проницаемостей для анизотропных горных пород. 7 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ определения относительных фазовых проницаемостей для анизотропных горных пород, включающий этапы, на которых

осуществляют отбор керна, отбор и пробоподготовку полноразмерного образца из упомянутого керна;

осуществляют определение проницаемости по газу, строят лепестковую диаграмму проницаемости для оценки наличия латеральной анизотропии и производят ориентировку граней полноразмерного образца так, чтобы сторона Х была направлена по направлению определенной максимальной проницаемости;

изготавливают кубический образец из указанного полноразмерного образца и осуществляют его подготовку к фильтрационным экспериментам;

проводят фильтрационные эксперименты на установке с рентгеновским просвечиванием кубического образца для определения проницаемости по воде и фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности кубического образца; и

определяют относительные фазовые проницаемости для анизотропных горных пород на основе данных, полученных после проведения упомянутых экспериментов.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что пробоподготовка полноразмерного образца из упомянутого керна включает в себя продольную резку, торцевание, пришлифовку, выравнивание боковой поверхности, экстракцию, сушку.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что определение проницаемости по газу осуществляют в туррельном кернодержателе газового порозиметра-пермеаметра перпендикулярно напластованию полноразмерного образца и, пошагово вращая полноразмерный образец в латеральном направлении, осуществляют замеры проницаемости параллельно напластованию от трех и более раз.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что подготовка к фильтрационным экспериментам кубического образца включает в себя насыщение пластовой водой, приготовленной растворением навески поглотителя в дистиллированной воде, и оценивание пористости в атмосферных условиях.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что фильтрационные эксперименты на установке с рентгеновским просвечиванием кубического образца для определения проницаемости по воде включают в себя этапы, на которых осуществляют фоновый замер кубического образца, насыщают его моделью пластовой воды с добавлением рентген поглотителя и делают оценку пористости методом жидкостенасыщения, а также проницаемости по воде, после извлечения образца с помощью метода полупроницаемой мембраны моделируют остаточную водонасыщенность, причем направление вытеснения жидкости происходит по направлению наибольшей проницаемости.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что фильтрационные эксперименты на установке с рентгеновским просвечиванием кубического образца для определения фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности кубического образца включают в себя этапы, на которых заполняют керосином методом вакуумирования, выполняют фильтрацию одного порового объема керосина через образец, замещают керосин пластовой нефтью, определяют фазовую проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности.

7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что фазовую проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности определяют как зависимость объемного расхода нефти от перепада давления, приведенного к длине образца.

8. Способ по п. 1 или 7, отличающийся тем, что относительные фазовые проницаемости для анизотропных горных пород на основе данных определяют на основе коэффициента относительной фазовой проницаемости для нефти и воды, используя метод стационарной фильтрации при различных соотношениях флюидов в потоке при постоянной суммарной объемной скорости фильтрации.