Способ определения смачиваемости пород - коллекторов

 

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.флы. 3 ил. Ё

СОКОВ COBETCKYIX

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51)5 G 01 N 15/08

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕН1 СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Ы (21) 4874865/25 (22) 15,10.90 (46) 23.11.92. Бюл, М 43 (71) Украинский научно-исследовательский геологоразведочный институт (72) Н.Ю.Нестеренко и Ю.С.Губанов (56) Авторское свидетельство СССР

N. 602827, кл. G 01 N 13/02, 1978.

Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. — M,: Гостоптехиздат. 1961, с.109. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СМАЧИВАЕМОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕ КТОРОВ (57) 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, паИзобретение 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 жидкостью, а затем выдерживают в жидкос1и, полярно противоположной исследуемой, до установления неизменной конфигурации образующихся на поверхност образца капель, по геометри. Ж 1777048 А1 раметр насыщения, межфазное натяжение на границе нефть-вода, проводят двойную капилляриметрию путем вытеснения воды нефтью и нефти водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений. Определяют толщину пленок воды и нефти, удерживаемых паровой 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 смэчивания 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 э.п.флы. 3 ил. ческим размерам которых рассчитывают, краевой угол смачивания.

4-

Недостатком этого способа является Ю 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, изме.рение проницаемости образцов, насыщение их пластовой водой, измерение

1777048 параметра пористости, проведение квпилляриметрии путем ступенчатого вытеснения воды иэ 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 обьем воды, вошедший в образец при насыщении, по отношению обьемов 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 злектросопротивления каждого образца, вытесняют нефть из них пластовой водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений, и при каждом дискретном значении давления измеряют обьемы вытесненной нефти, строят кривые зависимости каниллярного давления от нефтенасыщенности, по которым определяют остаточную нефтенвсыщенность образцов, по полученным значениям остаточной водо- и нефтенасыщенности вычисляют медианную водо- и нефтенасыщен5 ность из соотношения:

К Md 1 1 — Ко.в.. в 2

К мд (1 К ) 1 — Ko,в. Ko.H.

2 где Кв, Кн — медианная водо- и нефтенасыщен ность;

Ко.в., Кр.н. — остаточная водо- и нефтенасыщен ность; по эксперимЕнтально полученным ранее параметрам: параметру пористости, открытой пористости, проницаемости, остаточной во20 до- и нефтенасыщенности, медианно водои нефтенасыщенности определяют абсолютный гидравлический радиус пор и гидра вл ические радиусы пор с учетом остаточной водонасыщенности и нефтена25 сыщенности при медианном насыщении для каждого образца по формулам:

Md

l o абс

30 г .Md г И уР„К„oKnp(C — Ko )

М 2 Md

"г Рп Кп.о Кп р Кн где го.а6с — абсолютный гидравлический

Md

З5 радиус пор образца;

to.B го,, — гидравлические радиусы

Md 4 пор образца с учетом остаточной водонасыщенности и медианной нефтенасыщенности:

40 у- фактор формы поровых каналов;

Рп — параметр пористости .

Кп.o, — открытая пористость;

Knp — проницаемость; определяют толщину пленок воды и нефти, 45 удерживаемых поровой поверхностью каждого образца при медианном насыщении из соотношений тв = (го.абс l o.â j 2, Md Mdh

50 хн =(Io.â — го.н ) 2;

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

РЦ

Д РпКп.оКпр{КВв Ko.e)

1777048

0 < 0.<90, 10

Р гон /го в

Vd Ma

90О < 0в < 180О, где P a — среднее значение капиллярного м давления при медианной водонасыщенности; днв- межфазное натяжение на границе нефть-вода: ъ - фактор формы поровых каналов;

Pp — параметр пористости;

Кв.p — открытая пористость;

Кпр - проницаемость;

Кв, Ko.â — медианная и остаточная воd донасыщен ность; для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофобности, равный отношению гидравлических радиусов flop с учетом нефте нас ы ще н ности и остаточной водонасыщенности где j3 — коэффициент гидрофобности;

rp.н го,> — гидравлические радиусы

Md d пор образца с учетом медианнай нефтенасыщенности.и остаточной водонасыщенности; определяют значение краевого угла смачиаания для гидрофобизованных пород по формуле:

Он = 180 — arccos(juncos ®; 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 осуь;ветвления предлагаемого спосо15

55 ба; на фиг.2 — зависимости капиллярного даэления от водо- и нефтенасыщенности; на фиг.3 — 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 диссоцирован ного аммиака

Способ осуществляется следующим образом.

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

1777048

10

Кп.о. = VeVo

K Md 1 1 Ко.e. в

30 (2), Рн = рнп/psn

Рп = psn/ps

Затем образцы взвешивают и насыщают пластовой водой. Повторно взвешивают, . измеряют их геометрические размеры — диаметр и длину, по которым вычисляют площадь S и объем Vo. По разности весов водонасыщенного и сухого образцов, деленной нэ удельный вес пластовой воды, определяют объем воды Vs, вошедший в образец при насыщении, а по отношению объемов воды Vs и образца Ч вычисляют его открытую пористость Ko.<. .

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 реп = R S/ I, à его параметр пористости Рп определяют как отношение р п к удельному электрическому сопротивлению воды р>, насыщенной 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) 35

55 заполняется пластовой водой и вакуумируется. В микробюретке 16 регистрируют объем вытесненной воды из пор образца 3, По полученным текущим значениям капиллярных давлений Р» и водонасыщенности Ка строят зависимость капиллярного давления от водонасыщенности Р» = f(Ks). Неснижающуюся величину водонасыщенности, снятую из этой кривой, принимают эа остаточную водонасыщенность Кр.>.. Вычисляют медианную водонасыщенность Кв

d для каждого образца 3 из соотношений:

По графику зависимости P, - f(Ks} по полученному значению медианной водонасыщенности К, определяют среднее капиллярное давление Р»а в точке м пересечения линии медианной водонэсыщенности с кривой Р» = 1(К ), что соответствует медианному радиусу пор.

Затем на образце 3 измеряют его удельное электрическое сопротивление /Ъп при остаточной водонасыщенности К0.s, и по QTношению удельных электрических сопротивлений образца при остаточной водонасыщенности и 100%-ной водонасыщенности определяют его параметр насыщения Р,:

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 иэ 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). Кактолько произойдетстабилизация электросопротивления образца, считается, что процесс насыщения его нефтью завершился. После этого нефтенасыщенный образец с остаточной водой взвешивают, весовым способом определяют объем во1777048

10 (8), кн = (гoв — го.н ) 2

Md М4

Р» в =д — го нв (4) КР кппк р шедший в него нефти Ilpvl насыщении, помещают в эластичную манжету 6 и создают на нем условия, близкие к пластовым I o 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 Р». При каждом дискретном значении Р» измеряют объемы вытесняющей нефти в микробюретке 16. Строят зависимость капиллярного давления Р» от нефтенасыщенности Кн для каждого образца Р» = с(Кн). Неснижающуюся величину нефтенасыщенности, снятую из этой кривой, принимают за остаточную нефтенасыщенность Ко.н.. Вычисляют медианную нефтенасыщенность (аналогично, медианной водонасыщенности) K для каждого обMd рэзца 3 из соотношения:

По полученным ранее экспериментальным путем параметрам; проницаемости Кпр, открытой пористости К,п,, параметру пористости Рп, остаточной водо- и нефтенасыщенности Ко.в., Ко.н., медиэнной водо- и нефтенасыщенности Кв Кн определяют Md Md для каждого образца гидравлические радиусы пор следующим образом.

Известно, что уравнение Лапласа, выражающее связь между капиллярным давлением Р», межфазным натяжением днв, гидравлическим радиусом пор ro и краевым углом смачивания (7в, имеет вид:

В свою очередь, сидравлический радиус пор равен:

Введем понятие эффективности извилистости («Ъф: (6) уф = Pn Kn.o (Ke Ko.в )

Произведение Pn Kn.o. в фОрмуле (5)

2 есть не что иное, как извилистость р, тогда, подставляя в выражение (5) Кв Ко.в., получим формулу для определения гидравлического (эффективного) радиуса пор образца с учетом остаточной водонасыщенности при

М4. медиэнной водонасыщенности Ке и- "- пЯКк.п(КМ"- к..«(7) Тогда для получения абсолютного гидравлического радиуса пор выражение (7) следует записать ка»

М4

5 го.aác = ур2 K K KMd

Физический смысл введения в расчетное выражение (7) величины остаточной водонасыщенности Ко.в. состоит в том, что

10 остаточная вода заполняет поперечные по отношению к направлению фильтрации паровые каналы, не участвующие в фильтрации жидкости, и является как бы частью непроводящего (нефильтруемого) скелета

15 образца 3 породы, Выражение для гидравлического радиуса пор с учетом нефтенасыщенности гон

4 при медианном насыщении Кн, аналогично формуле (8) принимает вид:

"он = уРпКп.оКп,K (9) После определения гидравлических радиусов пор для каждого образца по зависи25 мостям (7), (8) и (9) определяют толщины пленок воды гв и нефти тн, удерживаемых поровой поверхностью каждого образца при медианном насыщении из соотношений гв = (гоабс boa ) 2, (10) Коэффициент 2 в уравнениях (10) и (11)

35 вводится потому, что соотношение между гидравлическим ro и геометрическим r радиусами пор имеет вид г= 2го, а для определения толщины пленок воды и нефти необходим перевод радиусов в геометриче40 ские размеры.

Поданным определений толщин пленок воды тв и нефти r««производят разделение исследуемых образцов на гидрофильные и гидрофобизованные следующим образом:

45 если тв > тн — порода гидрофильна; если гн > Te — порода гидрофобизовэна; если te гн — порода имеет нейтральную смэчиваемость (одинаково смачивается и водой и нефтью).

Правомочность этой классификации пород нэ гидрофильные и гидрофобизованные базируется нэ теории смачивэния. 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

oIIðåäåëÿþò зйачение краевого угла смачи1777048

pMd (13), (Кв = 1- — — ) Md " Ко.в.

900 < О», < 1800 (14). вания для гидрафильных пород Ов по формуле

0 < О. <90 (12) где Ркв — среднее значение капиллярного

Md давления при медианной водонасыщенности; днв — межфазное натяжение на границе нефть-вода; у. — фактор формы поровых каналов, равный в среднем 2,5, Рп — параметр пористости;

К»».о — открытая пористость;

K»р - проницаемость;

Кв, К .в. — медианная и остаточная воd донасыщенность.

Для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофобности. Он равен отношению гидравлических радиусов пор с учетом медианной нефтенасыщенности г0н и остаMd точной водонасыщенности г0в

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

О»» = 180 — arccos(P cos Ов);

Затем по ранее исследованной выборке образцов устанавливают с помощью методов математической статистики корреляционную связь между ранее определенными краевым углом смачивания Ов, О,,и параметром влажности Р» (Ри = P» Рн).

Строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания О,.»». от параметра влажности Р>, Ов.»<, = f(P ) 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 Р . По фиксированному значению последнего по эталонному графику зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности

Оа.н = f(Pw) определяютсмачиваемость пород, не прибегая к вышеизложенным трудоемким лабораторйым исследованиям образцов.

В качестве примера на фиг.2, 3 представлены результаты этих исследований на образцах пород-коллекторов среднекембрийского возраста Генчяйского нефтяного месторождения {Литва), На фиг.2 показаны две совмещенных зависимости капиллярного давления Рк от водонасыщенности Кв, Кк = f{Kв) и нефтенасыщенности Кн, Рк = 1(Кн) для одного образца. По оси абсцисс отложены значения водонасыщенности Кв и нефтенасыщенности К». Причем величина водонасыщенности Кв по оси асцисс возрастает от 0 до

10070, а величина нефтенасыщенности К, уменьшается от 1007 до О.

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 поинимают за остаточную водонасыщенность образца породы.

Аналогично для нефтенасыщенного образца с остаточной водой получают величину остаточной нефтенасыщенности

К0.Н = 0,450. Пересечение линии медиан ной водонасыщенности К, с кривой "а" дает значение Ркв = 0,0015

МПа, которое используется при определении краевого угла смачивания гидрофильных пород.

На фиг.3 показан эталонный график зависимости краевого угла смачивания Ов,H, ст параметра влажности Р », 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 Ов.»,. = 1(Р„), Теоретически эта точка соответствует краевому углу смачивания, равному 90 (нейтрал ьная смачиваемость).

Проведем через точку М параллельно оси ординат линию нейтральной смачиваемости, пересечение которой с.осью абсцисс дает значение параметра влажности Р », равного 600 и соответствующего одинаковой смачиваемости пород водой и нефтью.

Если.по данным геофизических исследований скважин получен параметр влажности

1777048

Р < 600, то породы гидрофильные, если

Р„„> 600, то породы гидрофобизованные. По текущим значениям Р ч пласта нетрудно из эталонного графика найти значение краевого угла Ов,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 излучения 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 трудовых ресурсов в процессе разработки месторождений.

Формула изобретения

1. Способ определения смачиваемости пород-коллекторов, включающий отбор образцов иэ исследуемых пластов, экстрагирование их и высушивэние, 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, отличаю щийcя тем,что,c целью повышения достоверности определений интегральной смачиваемости пород пластовыми флюидами 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 адсорбционных процессов путем контроля эа процессом на5 сыщения по стабилизации электросопротивления каждого образца, вытесняют нефть из них пластовой водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений, и при каждом дискретном значении давления

10 измеряют объемы вытесненной нефти, строят кривые зависимости капиллярного давления от нефтенасыщенности, по которым определяют остаточную нефтенасыщенность образцов, по полученным значениям

15 остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности вычисляют медианную водо- и нефтенасыщенность из соотношений

К Md=1 1 — Ков. в

Md (j .K ) 1 Коs.

25 где Кв d, Кн — медианнэя водо- и нефтенасыщенность;

Ко.в, Ко.н остаточная водо- и нефтенасыщенность; по экспериментально полученным ранее па30 раметрам: параметру пористости, открытой пористости, проницаемости, остаточной водо- и нефтенэсыщенности, медианной водои нефтенасыщенности определяют абсолютный гидравлический радиус пор и гид35 равлические радиусы пор с учетом остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности при медианном насыщении для каждого образца по формулам

40 го абс

М0

Md

lo.â.

М4

45 1 ппоopн го,н, = уР К где го.аьс — абсолютный гидравлический рам диус пор образца; го,в, го.н — гидравлические радиусы пор образца с учетом остаточной водонасыщенности и медианной нефтенасыщенности; у- фактор формы поровых каналов;

Ро — параметр пористости;

Кн.о — открытая пористость;

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

1777048

16

90 <Он<180 рф г пр о.в

0.< О,

Md р го.н. гМ4 го.в.

Р ю!

6 г5

Гв = (lo.àáñ го.e ) 2

Md Md тн =(го.в — го.н ) 2;

М4 М4 по данным последних производят разделение образцов на гидрофильные и гидрофобизованные, определяют для гидрофильных пород значение краевого угла смачивания по формуле где Ркв — среднее значение капиллярного

М4 давления при медианной водонасыщенности; днв — межфазнае натяжение на границе нефть-вода, ) - фактор формы поровых каналов;

Р— параметр пористости;

Код — открытая пористость;

Кв, Ко,e — медианная и остаточная во4 донасыщенность, для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофобности, равный отношению гидравлических радиусов пор с учетом нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности где P — коэффициент гидрофобности; го.н, го.в — гидравлические радиусы

М4 М пор образца с учетом медианной нефтенасыщенности и остаточной водонаеыщенности, определяют значение краевого угла смачивания для гидрофобиэованных пород по формуле

5 9 =180о-агссоэф cos 0в), проводят геофизические исследования во

10 всех пробуренных на месторождении сква. жинах, 2. Способпоп.1,отличающийся тем, что, с целью повышения информативности путем определения смачиваемости

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

20 1007ь-ной и остаточной водонасыщенности, по отношению которых определяют параметр насыщения, определяют параметр влажности, равный произведению параметра пористости на параметр насыщения каждого

25 образца, устанавливают корреляционную связь между ранее определенным краевым углом смачивания и параметром влажности, строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания от параметра влажно30 сти для пород конкретного месторождения, по данным геофизических исследований скважин определяют параметр пористости и параметр насыщения исследуемого пласта,, на основании которых вычисляют параметр

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

1777048 м к

Р гОО МО аЮ аЮ жар /2 Ю Р„(Р.Р) Р*ОУ20

Фиг. 3 чJ

Редактор О.Стенина

Заказ 41 8

1 Тираж Подписное тк ытиям п и ГКНТ СССР

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Ужгород, ул,Гагарина, 101

Р„.

/ /О Pfllа оФк оь ав /г м

O.в о.6 о. 1/ о.2

Ура Ьиекие реареееи àc

О - //у+о.ьР„-а/ч ю Р„, Составитель Е,Карманова

Техред М.Моргентал Корректор Н.Милюкова