Спосіб визначення змочуваності порід-колекторів

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 (1), заключающийся в том, что образец породы предварительно насыщают исследуемой жидкостью, а затем выдерживают в жидкости, полярно противоположной исследуемой, до установления неизменной конфигурации образующи хся 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 (2), включающий отбор образцов из исследуемых пластов, экстрагирование их и высушивание, измерение проницаемости образцов, насыщение их пластовой водой, измерение параметра пористости, проведение капилляриметрии путем ступенчатого вытеснения воды из каждого образца нефтью, построение кривых зависимости капиллярного давления от водонасыщенности, определение остаточной водонасыщенности и среднего капиллярного давления для каждого образца, измерение межфазного натяжения на границе нефтьвода 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. В основу изобретения поставлена задача создания способа определения смачиваемости пород-коллекторов, в котором определяют проницаемость, пористость, параметр пористости, параметр насыщения образцов пород, межфазное натяжение, проводят двойную капилляриметрию путем вытеснения из образцов воды нефтью и нефти водой задаваясь рядом дискретных значений перепадов давлений, определяют толщину пленок воды и нефти, удерживаемых поровой поверхностью каждого образца, производят разделение образцов на гидрофильные и сидрофобизованные, а значения краевого угла смачивания устанавливают по соответствующим формулам; определяют параметр влажности для каждого образца и устанавливают корреляционную связь между краевым углом смачивания и параметром влажности, строят график зависимости краевого угла от параметра влажности; по данным ГИС определяют параметр влажности пласта, а по фиксированному значению последнего из графика зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности определяют смачиваемость пород и, таким образом, обеспечивают повышение достоверности и информативности определений интегральной смачиваемости пород пластовыми флюидами. За счет этого повышается надежность обоснования подсчетных параметров, определения запасов нефти и газа, проектирования рациональных систем разработки нефтяных месторождений заводнением. Поставленная задача решается тем, что способ определения смачиваемости пород-коллекторов включает отбор образцов 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 капиллярного давления для каждого образца, измерение межфазного натяжения на границе нефть-вода и расчет краевого угла смачивания, согласно изобретению, дополнительно измеряют объем каждого образца и объем воды, вошедшей 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 адсорбированных 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 нефтенасыщенность образцов, по полученным значениям остаточной водо- и нефтенасыщенности вычисляют медианную водо-и нефтенасыщенность из соотношений: где КвMd, К нMd - 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 нефтенасыщенности, 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: где rо.абсMd - абсолютный гидравлический радиус пор образца; rо.в.Md , rо.н.Md - гидравлические радиусы пор образца с учетом остаточной водонасыщенности и медианной нефтенасыщенности: g - 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: по данным последних производят разделение образцов на гидрофильные и гидрофобизованные, определяют для гидрофильных пород значение краевого угла смачивания по формуле: где Ркв Md - среднее значение капиллярного давления при медианной водонасыщенности; s нв - межфазное натяжение на границе нефть-вода; g - фактор формы поровых каналов; Рп - параметр пористости; Кп.о. - открытая пористость; Кпр - проницаемость; КвMd, Ко.в. - медианная и остаточная водонасыщенность; для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофобности, отношению гидравлических радиусов пор с уче том нефтенасыщенности равный где β - коэффициент гидрофобности; rо.нMd , rо.в.Md - гидравлические радиусы пор образца с учетом медианной нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности; определяют значение краевого угла смачивания для гидрофобизованных пород по формуле: проводят геофизические исследования во всех пробуренных на месторождении скважинах. В отдельных случая х выполнения или использования изобретение характеризуется тем, что 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 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 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 показаны зависимости капиллярного давления от водо- и нефтенасыщенности; на фиг.3 показана 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 отводящим 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). Корпус 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 подсоединен 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 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, манифольды манометры. Полупроницаемая мембрана 7 изготавливается из спрессованного никелевого порошка путем спекания его в среде диссоцированного аммиака. Способ осуществляется следующим образом. На месторождении по пробуренным скважинам отбирают образцы пород из исследуемых пластов, экстрагируют их п утем холодной экстракции в гексане с целью максимального сохранения их первоначальных смачивающих свойств, затем образцы высушивают до постоянства их веса. Каждый образец 3 помещают поочередно 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 моделируют 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 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, замеряют их геометрические размеры - диаметр и длину, по которой вычисляют площадь S и объем Vo. По разности весов водонасыщенного и сухого образцов, деленной на удельный вес пластовой воды, определяют объем воды Vв, вошедший в образец при насыщении, а по отношению объемов воды Vв и образца Vo вычисляют его открытую пористость Кп.о.: Далее водонасыщенный образец 3 повторно помещают в эластичн ую 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 отсче т R с помощью прибора измерения удельного электрического сопротивления 17 и. зная площадь поперечного сечения образца S, его длину I, вычисляют удельное электрическое сопротивление полностью водонасыщенного образца r вп = R × S / I , а его параметр пористости r п определяют как отношение r вп к удельному электрическому сопротивлению воды r в , насыщающей поры образца Заметим, что в случае использования воды для определения пористости, последняя будет характеризовать влагоемкость порового 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 мембрану 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 вакуумируется. 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(Kв). Неснижающуюся величину водонасыщенности, снятую из этой кривой, принимают за остаточную водонасыщенность Ко.в. Вычисляют медианную водона-сыщенность КвMd для каждого образца 3 из соотношений: По графику зависимости Рк =f(Kв) по полученному значению медианной водонасыщенности КвMd определяют среднее капиллярное давление Ркв в точке пересечения линии медианной водонасыщенности с кривой Рк =f(Kв), что соответствует медианному радиусу пор. Затем на образце 3 измеряют его удельное электрическое сопротивление р нм при остаточной водонасыщенности Ко.в. и по отношению удельных электрических сопротивлений образца при остаточной водонасыщенности и 100%-ой водонасыщенности определяют его параметр насыщения Рн: Далее вычисляют для каждого образца параметр влажности Pw, как произведение параметра пористости Рп на параметр насыщения Рн, (Pw=Рп.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 (фиг. 1). Как только произойдет стабилизация электросопротивления образца, считается, что процесс насыщения его нефтью завершился. После этого нефтенасыщенный образец с остаточной водой взвешивают, весовым способом определяют объем вошедшей в него нефти при насыщении, помещают в эластичную манжету 6 и создают на нем условия, близкие к пластовым по давлению и температуре. После этого, предварительно поместив на торцевую поверхность поршня 9 полупроницаемую мембрану 7, вытесняют нефть из образца 3 пластовой водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений Рк . При каждом дискретном значении Рк измеряют объемы вытесняющей нефти в микробюретке 16. Строят зависимость капиллярного давления Рк от нефтенасыщенности Кн для каждого образца Рк =f(Kн). Неснижающуюся величину нефтенасыщенности, снятую из этой кривой, принимают за остаточную нефтенасыщенность Ко.н.. Вычисляют медианную нефтенасыщенность (аналогично медианной водонасыщенности) КнMd для каждого образца 3 из соотношения: По полученным ранее экспериментальным путем параметрам: проницаемость Кпр, открытой пористости Кп.о., параметру пористости Рп. остаточной водо- и нефтенасыщенности Ко.в., Ко.н., медианной водо- и нефтенасыщенности КвMd, КнMd определяют для каждого образца гидравлические радиусы пор следующим образом, Известно, что уравнение Лапласа, выражающее связь между капиллярным давлением Рк , межфазным натяжением s нв , гидравлическим радиусом пор r0 и краевым углом смачивания q в , имеет вид: В свою очередь, гидравлический радиус пор равен: Введем понятие эффективности извилистости j эф : Произведение Рп2 Кп. р. в формуле (5) есть не что иное, как извилистость φ, тогда, подставляя в выражение (5) Кв - Ко.в., получим формулу для определения гидравлического (эффективного) радиуса пор образца с учетом остаточной водонасыщенности при медианной водонасыщенности КвMd: Тогда для получения абсолютного гидравлического радиуса пор выражение (7) следует записать как: Физический смысл введения в расчетное выражение (7) величины остаточной водонасыщенности Ко.в. состоит в том, что остаточная вода заполняет поперечные по отношению к направлению фильтрации поровые 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 rонMd при медианном насыщении Md Кн аналогично формуле (8) примет вид: После определений гидравлических радиусов пор для каждого образца по зависимостям (7), (8) и (9) определяют толщины пленок воды t в и нефти t н , удерживаемых поровой поверхностью каждого образца при медианном насыщении из соотношений: Коэффициент 2 в уравнениях (10) и (11) вводится потому, что соотношение между гидравлическим r0 и геометрическим r радиусами пор имеет вид r=2r0, а для определения толщины пленок воды и нефти необходим перевод радиусов в геометрические размеры. По данным определений толщин пленок воды t в и нефти t н производят разделение исследуемых образцов на гидрофильные и гидрофобизованные следующим образом: если t в > t н - порода гидрофильна; если t н > t в - порода гидрофобизована; если t в » t н - 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 смачивания для гидрофильных пород 0в по формуле: где: РквMd - среднее значение капиллярного давления при медианной водонасыщенности; s нв - межфазное натяжение на границе нефть-вода; g - фактор формы поровых каналов, равный в среднем 2.5; Pп - параметр пористости; Кп.о. - открытая пористость; Кпр - проницаемость; КвMd, Ко.в. - медианная достаточная водонасыщенность. Для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофобности. Он равен отношению гидравлических радиусов пор с учетом медианной нефтенасыщенности rонMd и остаточной водонасыщенности rовMd; Значение краевого угла смачивания для гидрофобизованных пород q н определяют по формуле: Затем по ранее исследованной выборке образцов устанавливают с помощью методов математической статистики корреляционную связь между ранее определенными краевым углом смачивания q в , q н и параметром влажности Pw(Pw=P п.Рн). Строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания q в .н. . от параметра влажности Pw, q в .н. =f(Pw) для конкретного месторождения. Далее по данным геофизических исследований скважин согласно стандартной методике определяют параметр пористости Рп и параметр насыщения Рн исследуемого пласта, на основании которых вычисляют параметр влажности пласта Pw. По фиксированному значению последнего по эталонному графику зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности q в .н. =f(Pw) определяют смачиваемость пород, не прибегая к вышеизложенным трудоемким лабораторным исследованиям образцов. В качестве примера на фиг.2, 3 представлены результаты этих исследований на образцах породколлекторов средне-кемб-рийского возраста Генчяйского нефтяного месторождения (Литва). На фиг.2 показаны две совмещенных зависимости капиллярного давления Ρк от водонасыщенности Кв. Рк =f(Кв) и нефтенасыщенности Кн, Рк =f(К н) для одного образца. По оси абсцисс отложены значения водонасыщенности Кв и нефтенасыщенности Кн. Причем величина водонасыщенности Кв по оси абсцисс 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 КвMd с кривой "а" дает значение РвMd 0,0015 МПа, которое используется при определении краевого угла смачивания гидрофильных пород. На фиг.3 показан эталонный график зависимости краевого угла смачивания q в .н. от параметра влажности Pw, который позволяет оценить смачиваемость пород пластовыми флюидами для Генчайского нефтяного месторождения. Критерием деления пород-коллекторов на гидрофильные и гидрофобизованные служит точка М, соответствующая резкому перегибу графика зависимости q 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 Pw600, то породы гидрофобизованные. По текущим значениям Pw пласта нетрудно из эта-лонного графика найти значение угла q в .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 предусматривает комплексность изучения петрофизических свойств пород, в связи с чем он обладает существенной информативностью, что необходимо для решения вышеперечисленных задач. Поэтому технико-экономическая эффективность предложенного способа, позволяющего повысить информативность, объективность и достоверность определений интегральной смачиваемости пород пластовыми флюидами, способствует повышению эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ. и как следствие, способствует рациональному распределению материальных и тр удовых ресурсов в процессе разработки месторождений.