Способ определения смачиваемости пород - коллекторов Советский патент 1992 года по МПК G01N15/08 

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано при интерпретации данных геофизических исследований скважин, подсчете запасов нефти и газа, проектировании рациональных систем разработки нефтяных месторождений.

Известен способ определения смачиваемости пористых материалов, заключающийся в том, что образец породы предварительно насыщают исследуемой жид костью, а затем выдерживают в жидкости, полярно противоположной исследуемой, до установления неизменной конфигурации образующихся на поверхности образца капель, по геометрическим размерам которых рассчитывают краевой угол смачивания.

Недостатком этого способа является проведение измерений, близких к поверхностным, что снижает достоверность определений смачиваемости пористых материалов.

Наиболее близким техническим решением является способ определения смачиваемости пород-коллекторов, включающий отбор образцов из исследуемых пластов, экстрагирование их и высушивание, измерение проницаемости образцов, насыщение их пластовой водой, измерение

VJ VI VI

g

СО

параметра пористости, проведение капил- ляриметрии путем ступенчатого вытеснения воды и каждого образца флюидом, построение кривых зависимости капиллярного давления от водонасыщенности, определение остаточной водонасыщенности и среднего капиллярного давления для каждого образца, измерение межфазного натяжения на границе нефть-вода и расчет краевого угла смачивания.

Основными недостатками прототипа являются следующие: отсутствие возможности определения краевого угла смачивания гидрофобизованных пород, он ограничивается только рамками лабораторных определений, то есть не делается переход от лабораторных определений на промысловую геофизику, метод имеет невысокую информативность.

Целью предложенного способа является повышение достоверности определений интегральной смачиваемости пород пластовыми флюидами.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, заключающемся в отборе образцов из исследуемых пластов, экстрагировании их, высушивании, измеряют проницаемость образцов, насыщают их пластовой водой, измеряют параметр пористости. Затем проводят капилляриметрию путем ступенчатого вытеснения воды из каждого образца нефтью, строят кривые зависимости капиллярного давления от водонасыщенности. После этого определяют остаточную водонасыщенность и среднее капиллярное давление для каждого образца, измеряют межфазное натяжение на границе нефть-вода и рассчитывают краевой угол смачивания.

Способ отличается от известного наличием новых операций: дополнительно измеряют объем каждого образца и объем воды, вошедший в образец при насыщении, по отношению объемов воды и образца определяют открытую пористость каждого образца, подбирают выборку образцов, отобранных из различных частей залежи, с широким диапазоном изменения их проницаемости и пористости, насыщают образцы пластовой нефтью, выдерживают их под насыщением до стабилизации адсорбционных процессов путем контроля за процессом насыщения по стабилизации электросопротивления каждого образца, вытесняют нефть из них пластовой водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений, и при каждом дискретном значении давления измеряютобьемы вытесненной нефти, строят кривые зависимости капиллярного давления от нефтенасыщенности, по которьпм

определяют остаточную нефтенасыщен- ность образцов, по полученным значениям остаточной водо- и нефтенасыщенности вычисляют медианную водо- и нефтенасыщен- ность из соотношения:

Md

1 -К

о. в.

К l Кн

Md,

- (1 - Ко.в.)

О.В. , Кр.Н.

где Кв , Кн - медианная водо- и нефтена- сыщенность;

Ко.в., Кр.н. - остаточная водо- и нефтена- сыщенность;

по экспериментально полученным ранее параметрам: параметру пористости, открытой пористости, проницаемости, остаточной водо- и нефтенасыщенности, медианно водо- и нефтенасыщенности определяют абсолютный гидравлический радиус пор и гидравлические радиусы пор с учетом остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности при медианном насыщении для каждого образца по формулам:

Md,

Гоабс V,,o2

0 rOB,Md

Md

,Md

уРпКп.оКпрКв Г° VnKn.oKnp(.B)

(via ./ о Го.н. Уур2

уРпКп.оКпрКн

Md

Md

где Гоабс - абсолютный гидравлический радиус пор образца;

Го.вШ, Го.н d - гидравлические радиусы пор образца с учетом остаточной водонасыщенности и медианной нефтенасыщенности:

у- фактор формы поровых каналов;

Рп - параметр пористости; Кп о - открытая пористость; КПр - проницаемость;

определяют толщину пленок воды и нефти, удерживаемых поровой поверхностью каждого образца при медианном насыщении иэ соотношений

50

Тв - (Го.абс Го.в J 2;

,- ir Md Md о. Тн - (Го.в Го.н ) ,

по данным последних производят разделение образцов на гидрофильные и гидрофо- бизованные, определяют для гидрофильных пород значение краевого угла смачивания по формуле:

pMd

& -З РпКпоМК -Ков):

0° .

где Ркв d - среднее значение капиллярного давления при медианной водонасыщенно- сти;

(5Нв - межфазное натяжение на границе нефть-вода:

у- фактор формы поровых каналов;

Рп - параметр пористости;

Кп.о - открытая пористость;

Кпр - проницаемость;

Кв , Ко в - медианная и остаточная во- донасыщенность;

для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофоб- ности, равный отношению гидравлических радиусов пор с учетом нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности

Md,

а . Md/ р Гон / Го.

Md

где ft - коэффициент гидрофобное™;

Го.н , г0.в гидравлические радиусы пор образца с учетом медианной нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности;

определяют значение краевого угла смачивания для гидрофобизованных пород по формуле:

в 180° - arccos( /fcos 0B); 90° 0„ 180°,

на ранее подобранной выборке образцов, насыщенных пластовой водой, замеряют электросопротивление каждого образца при 100%-ной и остаточной водонасыщенности, по отношению которых устанавливают параметр насыщения; определяют параметр влажности, равный произведению пораметра пористости на параметр насыщения каждого образца; устанаёливают корреляционную связь между ранее определенным краевым углом смачивания и параметром влажности: строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности для конкретного месторождения: по данным геофизических исследований скважин определяют параметр пористости и параметр насыщения исследуемого пласта, на основании которых вычисляют параметр влажности пласта, а по фиксированному значению последнего по эталонному графику зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности определяют смачиваемость пород.

На фиг.1 представлена схема устройства для осуществления предлагаемого способа; на фиг.2 - зависимости капиллярного давления от водо- и нефтечасыщенности; на фиг.З - зависимость краевого угла смачиваемости от влажности.

Устройство содержит корпус 1 и камеру

2 гидравлического обжатия образца 3 породы, фланцы 4 и 5, эластичную манжету 6 под образец 3 породы и полупроницаемую мембрану 7, поршни 8 и 9 с подводящим и отво0 дящим каналами 10 и 11. Поршни 8 и 9 электрически изолированы от корпуса 1. Корпус 1 имеет подводящий канал 12 для подачи масла в камеру 2 от гидроцилиндра (на фиг.1 не показан).

5Корпус 1 заключен в кожух 13, имеющий

пазы 14, в которые вмонтирован электронагревательный элемент. Отводящий канал 11 гидравлически связан трубопроводом 15 с микробюреткой 16. К поршням 8 и 9 под0 соединен прибор измерения удельного электрического сопротивления 17 образца 3 породы. Измерительными электродами служат торцы поршней 8 и 9, прижатые к образцу 3 породы и полупроницаемой мембране

5 7 и изолированные от корпуса 1 и других элементов устройства. Система подачи флюидов (на фиг.1 не показана) подсоединена к подводящему каналу 10 и содержит поршневые разделители с нефтью и водой.

0 манифольды. манометры.

Полупроницаемая мембрана 7 изготавливается из спрессованного никелевого по- рошка путем спекания его в среде диссоцированного аммиака.

5 Способ осуществляется следующим образом.

На месторождении по пробуренным скважинам отбирают образцы пород из исследуемых пластов, экстрагируют их путем

0 холодной экстракции в гексане с целью симального сохранения их первоначальных смачивающих свойств, затем образцы высушивают до постоянства их веса.

Каждый образец 3 помещают поочеред5 но в эластичную манжету 6 устройства и путем подачи давления обжима от гидроцилиндра (на фиг.1 не показан) на эластичную манжету 6 и поршни 8 создают эффективное давление на образец 3 породы и моделиру0 ют температуру, равную пластовой, с помощью электронагревательного элемента, вмонтированного в кожух 13. После создания на образце породы 3 пластовых условий по давлению и температуре замеряют его

5 проницаемость КПр путем подачи газообразного агента к подводящему каналу 10. После определений проницаемости образца стравливают давление обжима гидроцилиндром (на фиг.1 не показан) через подводящий канал 12.

Затем образцы взвешивают и насыщают пластовой водой. Повторно взвешивают, измеряют их геометрические размеры - диаметр и длину, по которым вычисляют площадь S и объем V0. По разности весов водонасыщенного и сухого образцов, деленной на удельный вес пластовой воды, определяют объем воды VB, вошедший в образец при насыщении, а по отношению объемов воды VB и образца V0 вычисляют его открытую пористость Кп.о.:

Кп.о. - VeVo.

Далее водонасыщенный образец 3 повторно помещают в эластичную манжету 6 и создают на нем условия, близкие к пластовым по давлению и температуре (аналогично, как при замере проницаемости). Когда электросопротивление образца 3 стабилизируется, что указывает на завершенность деформационных процессов, берут его отсчет R с помощью приборов измерения удельного электрического сопротивления 17 и, зная площадь поперечного сечения образца S, его длину I, вычисляют удельное электрическое сопротивление полностью водонасыщенного образца/Эвп R S/ I, а его параметр пористости Рп определяют как отношение рвп к удельному электрическому сопротивлению воды рв, насыщенной поры образца

Рп рвп/рв

Заметим, что в случае использования воды для определения пористости, последняя будет характеризовать влагоемкость по- рового пространства образца породы. Для практических целей фиксирование количества воды по удельному электрическому сопротивлению водонасыщенного образца основывается на насыщении образца водой.

После этого на исследуемом образце 3, предварительно поместив на торцевую поверхность поршня 9 полупроницаемую мембрану 7, проводят капилляриметрию путем ступенчатого вытеснения воды из образца 3 нефтью, подаваемой через подводящий канал 10 поршня 8. При этом вода из пор образца вытесняется через полупроницаемую м.ембрану 7 в отводящий канал 11 поршня 9 и поступает по трубопроводу 15 в микробюретку 16. Следует отметить, что вся система, включающая отводящий канал 11, трубопровод 15 и некоторую часть микробюретки (до нулевой отметки) предварительно (до начала .исследований)

заполняется пластовой водой и вакуумиру- ется. В микробюретке 16 регистрируют объем вытесненной воды из пор образца 3. По полученным текущим значениям капиллярных давлений Рк и водонасыщенности Кв строят зависимость капиллярного давления от водонасыщенности Рк f(KB). Неснижающуюся величину водонасыщенности, снятую из этой кривой, принимают за

остаточную водонасыщенность Кр.в.. Вычисляют медианную водонасыщенность Кв . для каждого образца 3 из соотношений:

Md

Md

1 -

1 Ко.в.

(1).

По графику зависимости Рк f(KB) по полученному значению медианной водонасыщенности Кв определяют среднее капиллярное давление РквМа в точке пересечения линии медианной водонасыщенности с кривой Рц т(Кв), что соответствует медианному радиусу пор.

Затем на образце 3 измеряют его удельное электрическое сопротивление рнп при остаточной водонасыщенности Ко.в. и по отношению удельных электрических сопротивлений образца при остаточной водонасыщенности и 100%-ной водонасыщенности определяют его параметр насыщения Рн:

Рн /ОНП/РВП

(2).

Далее вычисляют для каждого образца параметр влажности Pw, как произведение параметра пористости Рп на параметр насыщения Рн (р Рп1 Рн). Межфазное натяжение на границе нефть-вода измеряют

методом вращающейся капли или другим известным способом.

Определив экспериментальным путем вышеперечисленные параметры, подбирают выборку образцов, отобранных из различных

частей залежи, с широким диапазоном изменения их пористости и проницаемости.

Затем образцы под вакуумом в эксикаторе насыщают пластовой нефтью и выдерживают их под насыщением до стабилизации

адсорбционных процессов. Контроль за процессом завершения насыщения осуществляют по замерам электросопротивления каждого образца, поочередно помещая их в устройство (фи г. 1). Кактолько произойдет стабилизация электросопротивления образца, считается, что процесс насыщения его нефтью завершился. После этого нефтенасыщен- ный образец с остаточной водой взвешивают, весовым способом определяют объем вошедший в него нефти при насыщении, помещают в эластичную манжету 6 и создают на нем условия, близкие к пластовым го давлению и температуре. После этого, предварительно поместив на торцевую поверхность 5 поршня 9 полупроницаемую мембрану 7, вытесняют нефть из образца 3 пластовой водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений Р. При каждом дискретном значении Рк измеряют объемы вытесняю- 10 щей нефти в микробюретке 16. Строят зависимость капиллярного давления Р« от нефтенасыщенности К« для каждого образца Рк f(KH). Неснижающуюся величину нефтенасыщенности. снятую из этой кривой, 15 принимают за остаточную нефтенасыщен- ность Ко.н.. Вычисляют медианную нефтена- сыщенность (аналогично, медианной

Md

Тогда для получения абсол равлического радиуса пор вы следует записать как

Md

Гоабс Vvp2|f I/ k-Md о.аос угпК-р оКпрКа

Физический смысл введен ное выражение (7) величины ос донасыщенности.Ко.в. состоит остаточная вода заполняет поп отношению к направлению фил ровые каналы, не участвующие ции жидкости, и является как непроводящего (нефильтруемо образца 3 породы.

Выражение для гидравличе са пор с учетом нефтенасыщен при медианном насыщении KHM

водонасыщенности) Кн для каждого об- но формуле (8) принимает вид:

разца 3 из соотношения:

20

Md

Кн - (1 Ко.в.) -

1 - Ко.в. - Ко.н.

По полученным ранее эксперименталь- ным путем параметрам: проницаемости Кпр, открытой пористости Ко.п., параметру пористости Рп, остаточной водо- и нефтенасыщенности Ко.в., Ко.н., медианной водо- и нефтенасыщенности Квш, Кн определяют для каждого образца гидравлические радиусы пор следующим образом.

Известно, что уравнение Лапласа, выражающее связь между капиллярным давлением Рк, межфазным натяжением 5Нв, гидравлическим радиусом пор г0 и краевым углом смачивания вв, имеет вид:

в я-Го

Он в

а

(4)

В свою очередь, гидравлический радиус пор равен:

r° VnKn.oKnp

(5)

Md.

Введем понятие эффективности извилистости уъф:

(6) Кп.о.(Кв - Ко.в.)

Произведение Рп Кп.о. в формуле (5) есть не что иное, как извилистость р, тогда, подставляя в выражение (5) К8 - К0.в., получим формулу для определения гидравлического (эффективного) радиуса пор образца с учетом остаточной водонасыщенности при медианной водонасыщенности Кв

Гов

Md

VnKn.oKnp(KMd - Ко.в) (П

Тогда для получения абсолютного гидравлического радиуса пор выражение (7) следует записать как

Md

Гоабс Vvp2|f I/ k-Md о.аос угпК-р оКпрКа

(8).

Физический смысл введения в расчетное выражение (7) величины остаточной во- донасыщенности.Ко.в. состоит в том, что остаточная вода заполняет поперечные по отношению к направлению фильтрации по- ровые каналы, не участвующие в фильтрации жидкости, и является как бы частью непроводящего (нефильтруемого) скелета образца 3 породы.

Выражение для гидравлического радиуса пор с учетом нефтенасыщенности г0н при медианном насыщении KHMd, аналогич

Гон

Md

уРпКп.оКпрКн

(9)

25 30 После определения гидравлических радиусов пор для каждого образца по зависимостям (7), (8) и (9) определяют толщины пленок воды TB и нефти гн, удерживаемых поровой поверхностью каждого образца при медианном насыщении из соотношений

Гв - (Гоабс - Гов ) 2, Гн (Г08Ш - rc.HMd) 2

(Ю)

(11)

0

5

0

5

5

Коэффициент 2 в уравнениях (10) и (11) вводится потому, что соотношение между гидравлическим г0 и геометрическим г радиусами пор имеет вид г 2г0, а для определения толщины пленок воды и нефти необходим перевод радиусов в геометрические размеры.

По данным определений толщин пленок воды тв и нефти Гц производят разделение исследуемых образцов на гидрофильные и гидрофобизованные следующим образом:

если гв тн - порода гидрофильна;

если гн гв - порода гидрофобизовзна;

если гв гн - порода имеет нейтральную смачиваемость (одинаково смачивается и водой и нефтью).

Правомочность этой классификации пород на гидрофильные и гидрофобизованные базируется на теории смачивания. При этом следует отметить, что чем толще удерживаемая пленка первой жидкости по отношению ко второй, тем порода преимущественно смачивается первой жидкостью и наоборот.

Затем на основе данной классификации определяют значение краевого угла смачипзния для гидрофильных пород Оа по формуле

р Md

).oKnp(KSM-Ko.B.) :

0° (12)

где - среднее значение капиллярного давления при медианной водонасыщенно- сти;

5нв - межфазное натяжение на границе нефть-вода;

у - фактор формы поровых каналов, равный в среднем 2,5;

РГ1 - параметр-пористости;

Кп.о - открытая пористость;

Кпр - проницаемость;

KB , Ко.в. - медианная и остаточная во- донасыщенность.

Для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидро- фобности. Он равен отношению гидравлических радиусов пор с учетом медианной нефтенасыщенности r0HMd и оста- точной водонасыщенности г0вМс1.

Md/, Md

/3 ГонМС7Гов

(13).

OQ

Значение краевого угла смачивания для гидрофобизованных пород вн определяют по формуле:

5

0

Q

В качестве примера на фиг.2, 3 представлены результаты этих исследований на образцах пород-коллекторов среднекемб- рийского возраста Генчяйского нефтяного месторождения (Литва),

На фиг.2 показаны две совмещенных зависимости капиллярного давления Рк от водонасыщенности Кв, Кк f(KB) и нефтенасыщенности Кч, РК f(KH) для одного образца. По оси абсцисс отложены значения водонасыщенности Кв и нефтенасыщенности Кн. Причем величина водонасыщенности Кв по оси асцисс возрастает от 0 до 100%, а величина нефтенасыщенности Кн уменьшается от 100% до 0.

Кривые описывают зависимость капиллярного давления от водонасыщенности (кривая а) и нефтенасыщенности (кривая б).

При значении водонасыщенности Кв, равном 0,136, капиллярное давление Рк стремится к бесконечности. Это значение водонасыщенности принимают за остаточную водонасыщенность образца породы.

Аналогично для нефтенасыщенного образца с остаточной водой получают величину остаточной нефтенасыщенности Ко.н - 0,450. Пересечение.линии медианной водонасыщенности Квг

Md

(К

Md

1 КО.Е

)

Использование: изобретение относится к горному делу и может быть использовано при определении подсчетных параметров пород-коллекторов, оценке запасов нефти и газа, проектировании рациональных систем разработки нефтяных месторождений заводнением. Сущность: экспериментальным путем определяют проницаемость, открытую пористость, параметр пористости, параметр насыщения, межфазное натяжение на границе нефть-вода, проводят двойную капилляриметрию путем вытеснения воды нефтью и нефти водой, задаваясь рядом дит скретных значений давлений. Определяют толщину пленок воды и нефти, удерживаемых поровой поверхностью каждого образца, по данным последних производят разделение образцов на гидрофильные и гидрофобизованные, а значения краевого угла смачивания устанавливают по соответствующим формулам. Устанавливают корреляционную связь между краевым углом смачивания и параметром влажности, строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности. По данным ГИС вычисляют параметр влажности пласта, а по фиксированному значению последнего из эталонного графика определяют смачиваемость пород. 1 з.п.ф- лы. 3 ил. Ё

вн 180° - arccos(/ cos #в); 90° #н 180°(14).

Затем по ранее исследованной выборке образцов устанавливают с помощью методов математической статистики корреляционную связь между ранее определенными краевым углом смачивания 00, вн .и параметром влажности Pw (Pw Рп Рн).

Строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания 0в.н. от параметра влажности PW, OB. f(Pw) для конкретного месторождения.

Далее поданным геофизических исследований скважин согласно стандартной ме- тодике определяют параметр пористости Рп и параметр насыщения Рн исследуемого пласта, на основании которых вычисляют параметр влажности пласта Pw. По фиксированному значению последнего по эта- лонному графику зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности QS.H. - Г(Ру)олределяютсмачиваемость пород, не прибегая к вышеизложенным трудоемким лабораторным исследованиям образцов.

5

0

,.

« к

Md

с кривой а дает значение Ркв 0,0015 МПа, которое используется при определении краевого угла смачивания гидрофильных пород.

На фиг.З показан эталонный график зависимости краевого угла смачивания 9в.н, от параметра влажности Pw, который позволяет оценить смачиваемость пород пластовыми флюидами для Генчяйского нефтяного месторождения.

Критерием деления пород-коллекторов на гидрофильные и гидрофобизованные служит точка М, соответствующая резкому- перегибу графика зависимости $в.н. f(Pw). Теоретически эта точка соответствует краевому углу смачивания, равному 90° (нейтральная смачиваемость).

Проведем через точку М параллельно оси ординат линию нейтральной смачиваемости, пересечение которой с.осью абсцисс дает значение параметра влажности Pw, равного 600 и соответствующего одинаковой смачиваемости пород водой и нефтью. Если.по данным геофизических исследований скважин получен параметр влажности

Pw 600, то породы гидрофильные, если PW 600, то породы гидрофобизованные. По текущим значениям Pw пласта нетрудно из эталонного графика найти значение краевого угла 0В.Н.

Исследование пород-коллекторов на смачиваемость их поровой поверхности нефтью и водой является необходимым и неотъемлемым этапом работ для достоверного обоснования подсчетных параметров, определения запасов нефти и газа, проектирования рациональных систем разработки нефтяных месторождений заводнением.

Несмотря на значительную трудоемкость лабораторных исследований, способ предус- матривает комплексность излучения петро- физических свойств пород, в связи с чем он обладает существенной информативностью, что необходимо для решения вышеперечисленных задач. Поэтому технико-экономиче- екая эффективность предложенного способа, позволяющего повысить информативность, объективность и достоверность определений интегральной смачиваемости пород пластовыми флюидами, способствует повы- шению эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ, и, как следствие, способствует рациональному распределению материальных и трудовых ресурсов в процессе разработки месторождений.

Формула изобретения

1, Способ определения смачиваемости пород-коллекторов, включающий отбор об- разцов из исследуемых пластов, экстрагирование их и высушивание, измерение проницаемости образцов, насыщение их пластовой водой, измерение параметров пористости, проведение капилляриметрии путем ступенчатого вытеснения воды из каждого образца нефтью, построение кривых зависимости капиллярного давления от водонасыщенности, определение остаточной водонасыщенности и среднего капил- лярного давления для каждого образца, измерение межфазного натяжения на границе нефть-водэ и расчет краевого угла смачивания, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности определе- ний интегральной смачиваемости пород пластовыми флюидами дополнительно измеряют объем каждого образца и объем воды, вошедшей в образец при насыщении, по отношению объемов воды и образца опре- деляют открытую пористость каждого образца, подбирают выборку образцов, отобранных из различных частей залежи, с широким диапазоном изменения их проницаемости и пористости, насыщают образцы пластовой нефтью, выдерживают их под насыщением дестабилизации адсорбционных процессов путем контроля за процессом насыщения по стабилизации электросопротивления каждого образца, вытесняют нефть из них пластовой водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений, и при каждом дискретном значении давления измеряют объемы вытесненной нефти, строят кривые зависимости капиллярного давления от нефтенасыщенности, по которым определяют остаточную нефтенасыщен- ность образцов, по полученным значениям остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности вычисляют медианную водо- и нефтенасыщенность из соотношений

,, Md - I

1 -К,

о.в.

Md

Кнма - (1 - Ко.в.) 1 - Ко.в. - Ко.Н.

где Кв . Кн - медианная водо- и нефтенасыщенность;

Ко.в, Ко.н - остаточная водо- и нефтенасыщенность;

по экспериментально полученным ранее параметрам: параметру пористости, открытой пористости, проницаемости, остаточной водо-и нефтензсыщенности, медианной водо- и нефтенасыщенности определяют абсолютный гидравлический радиус пор и гидравлические радиусы пор с учетом остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности при медианном насыщении для каждого образца по формулам

Md

Гоа6с VnKn.oKnpKMd I

Ш VSKn.oKnp(Kr-Ko.B).Го.в.

Го н Md VЈp2ir К ю.нуугпк.п о1Чпр1чн

где гъ.абс -абсолютный гидравлический радиус пор образца;

Го.в . г0.н - гидравлические радиусы пор образца с учетом остаточной водонасыщенности и медианной нефтенасыщенности;

у- фактор формы поровых каналов;

Рп - параметр пористости;

Кп.о - открытая пористость;

Кпр - проницаемость,

затем определяют толщину пленок воды и нефти, удерживаемых поровой поверхностью каждого образца при медианном насыщении из соотношений

Гв (го.абсШ--Го.еМс))-2;

Гн

. ir Md r Md ч о. (Го.В Го.н j -Л

по данным последних производят разделение образцов на гидрофильные и гидрофо- бизованные, определяют для гидрофильных пород значение краевого угла смачивания по формуле

а -РЙ

3Нв РпКп.оКпр(Ке - К

O.BJ

0° ,

где РквМ(1 - среднее значение капиллярного давления при медианной водонасыщенности;

5нв - межфазное натяжение на границе нефть-вода:

у- фактор формы поровых каналов;

Рп - параметр пористости;

Кп.о - открытая пористость;

Кв , Ко.в - медианная и остаточная во- донасыщенность,

для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофоб- ности, равный отношению гидравлических радиусов пор с учетом нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности

rMd

/3 1°

г rMd

Го.В.

где/ - коэффициент гидрофобное™;

ro.HMd, г0.в - гидравлические радиусы пор образца с учетом медианной нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности,

. 1

определяют значение краевого угла смачивания для гидрофобизованных пород по формуле

вн 180о - arccos cos #B),

,

проводят геофизические исследования во

всех пробуренных на месторождении скважинах.

пород пластовыми флюидами во всех пробуренных на месторождении скважинах, на ранее подобранной выборке образцов, насыщенных пластовой водой, за меря ют электросопротивление каждого образца при

100%-ной и остаточной водонасыщенности, по отношению которых определяют параметр насыщения, определяют параметр влажности, равный произведению параметра пористости на параметр насыщения каждого

образца, устанавливают корреляционную связь между ранее определенным краевым углом смачивания и параметром влажности, строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности для пород конкретного месторождения,

по данным геофизических исследований

скважин определяют параметр пористости и

параметр насыщения исследуемого пласта,

на основании которых вычисляют параметр

влажности пласта, а по фиксированному значению последнего по эталонному графику зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности определяют смачиваемость пород.

110s MПо

0°г о,к™о.6 ав к6

108 о.б о.Ч 0.2 Кн

О2ОО W 60О 800 /ООО VOO / (Р„-РМ)

Ура Ьнена регресс и «

о -tiitf+o.z9pM-a.t4-/dspЈ, .9зо

&ifi