Способ определения физических параметров гетерогенной смеси

 

Применение: для определения технологических свойств пластов и содержания в них полезного ископаемого в горной и других отраслях промышленности. Сущность изобретения: способ определения физических параметров гетерогенной смеси содержит структурную компоновку смеси смешиванием и/или вложением элементов, по меньшей мере один из которых является вмещающей средой гетерогенной смеси в заданных сочетаниях и соотношениях. По меньшей мере для одной n-компонентной смеси дополнительно создают обратную сопряженную n-компонентную смесь, и на совокупности основной и дополнительной сопряженных смесей определяют интегральный параметр, причем долевой вклад каждой из сопряженных смесей в результирующий интегральный параметр пропорционален относительному содержанию элемента, образующего вмещающую среду. 5 ил.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для определения технологических свойств пластов и содержания в них полезного ископаемого при оценке целесообразности их разработки, выборе наиболее эффективных и экологически приемлемых эксплуатационных технологий, контроле за полнотой извлечения полезного компонента, а также при сооружении подземных газохранилищ или могильников для захоронения промышленных отходов.

Известно достаточно большое количество способов построения петрофизических моделей горных пород, которые в настоящее время широко используются на практике, например, при определении емкостных свойств пород-коллекторов по их упругим, нейтронно-радиометрическим, электрическим и другим физическим характеристикам (Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. Недра, М. 1966; Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. Недра, М. 1975; Добрынин В.М. Вендельштейн Б.Ю. Кожевников Д.А. Петрофизика. Недра, М. 1991; Кожевников Д.А. Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтегазопромысловой геологии Недра, М. 1974; Ларионов В.В. Радиометрия скважин. Недра, М. 1969; Вопросы промысловой геофизики. Сб. статей под ред. Дахнова В.Н. Гостоптехиздат, 1957).

Ближайшим по своей сути к предлагаемому способу является способ построения многомерных моделей, подробно изложенный в работе Элланского М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. Недра, М. 1978, с. 27-76.

Этот способ заключается в построении такой физической модели горной породы, в которой значение искомого интегрального параметра определяют через долевые вклады, физические свойства, размеры и форму каждой составляющей смесь компоненты. При этом при создании структурной компоновки из отдельных элементов размещают (n-1)-ю компоненту в пространстве, заполненном одной из компонент и образующем вмещающую среду, используя операции смешения и последовательного вложения. В результате применения изложенных приемов может быть, например, сконструирована модель горной породы, представленной трехкомпонентной смесью, из которых одна неэлектропроводна, а две другие характеризуются долями К₁ и К₂ и соответствующими электропроводностями σ₁ и σ₂. Интегральное значение электропроводности σ_1-3 такой макрооднородной смеси описывается выражением вида: σ_1-3 = (K₁·σ^к₁ + K₂σ^к₂)^1/к, где к некий структурный коэффициент, значения которого в повсеместно встречающейся геофизической практике лежат в пределах от 0,5 до 1.

Основной принципиальный недостаток данного способа заключается в том, что позволяет сконструировать модели, применение которых требует тщательной жесткой увязки с результатами лабораторных исследований по коллекциям образцов конкретного месторождения. Это требует отбора большого количества кернового материала и выполнения специальных лабораторных исследований, после обработки которых составляются регрессионные уравнения, связывающие электропроводность породы с коллекторскими свойствами. Увязка осуществляется через подбор структурного коэффициента, который стоит в показателе степени. Он является обобщенным показателем для коллекции в целом и может отличаться от структурного коэффициента для каждого отдельно взятого пласта, а поскольку он стоит в показателе степени, то даже незначительные расхождения могут приводить к существенным ошибкам.

Эти обстоятельства приводят к тому, что на использование построенной таким образом модели накладываются ограничения по диапазону значений пористости, флюидонасыщения и глинистости, а также по соотношению электропроводностей глинистой компоненты и поровой жидкости, что в свою очередь влечет разделение в коллекции пластов на группы.

Предлагаемый способ в значительной степени устраняет изложенные недостатки за счет использования при построении петрофизических моделей структурной упаковки, которая, кроме упомянутых выше приемов, дополнительно позволяет учитывать возможность возникновения и одновременного существования в породе комбинации различных структур, образованных двухкомпонентными смесями гетерогенной среды.

Сущность способа можно пояснить на примере построения петрофизической модели для простейшей двухкомпонентной смеси.

В такой смеси возможно возникновение двух вариантов структурных построений, при которых поочередно рассматривают одну из сред в качестве вмещающей, в пространстве которой как включения определенной формы и размеров размещаются элементы другой среды. При этом допускается, что вероятность возникновения и одновременного существования структуры того или иного вида компоновки в общей смеси для пластичных, способных к деформации элементов, пропорциональна их долевому объему от суммарного количества обеих компонент. В то же время такая смесь не имеет анизотропии, т.е. рассматривается как макрооднородная.

Пример. Способ может быть реализован с помощью физического и математического моделирования на примере одного из вариантов структурной компоновки при построении петрофизической модели глинистого водонефтенасыщенного коллектора следующим образом.

Глинистый водонефтенасыщенный коллектор представим как сложно структурированный агрегат, состоящий из двух различных по свойствам (твердый скелет и обладающая текучестью нефть) неэлектропроводных частей и двух других (неизвлекаемая глинистая компонента и способная к перемещению вода) частей, каждая из которых обладает собственной электропроводностью. Таким образом коллектор pассматривается как агрегат объемом V_n, образованный твердым неэлектропроводным скелетом V_ск, поровое пространство которого является гранулярной матрицей и равно V_{гр м}. Внутри последнего содержатся глинистая компонента (дисперсно рассеянные включения со связанной водой) объемом V_{гл кт} с электропроводностью σ_гл.кт. и извлекаемые применяемой технологией вода объемом V_в с электропроводностью σ_в и нефть объемом V_н с нулевой электропроводностью. В соответствии с изложенным выше, в объеме I пространства гранулярной матрицы размещаются вложением две двухкомпонентные смеси, имеющие зеркально-противоположную структуру типа вода в глинистой компоненте и глинистая компонента в воде, а также две другие типа нефть в воде и вода в нефти.

При этом долевые вклады результирующих значений электропроводностей противоположно структурированных смесей в интегральную электропроводность коллектора определяются относительными объемами той компоненты, которая в смеси является вмещающей средой.

Удельную электропроводность глинистого водонефтенасыщенного коллектора определяют путем последовательного применения известных решений (например К. Максвелла) для двухэлементной среды. Далее при моделировании выбранного варианта с целью получения математического выражения для описания значения удельной электропроводности глинистого водонефтенасыщенного коллектора долевые вклады учитывают исходя из следующих соотношений.

V_n V_ск + V_{гр м} V_ск + V_{гл кт} + V_эф V_ск + V_{гл кт} + V_в + V_н1, где V_эф V_в + V_н объем пространства коллектора, в пределах которого при используемой технологии возможно перемещение или извлечение путем замены одного флюида другим полезного компонента.

Переходя к долевым вкладам получим, если разделим правую и левую части соотношения 1 на V_n, т.е.

где объемная доля скелета; объемная доля гранулярной матрицы; эффективная пористость; объемная доля содержащейся в коллекторе технологически извлекаемой воды; объемная доля содержащейся в коллекторе технологически извлекаемой нефти.

Из соотношения 2 следует, что ω_гр.м= ω_гл.кт+ ω_эф= ω_гл.кт+ ω_в+ ω_н и ω_эф= ω_в+ ω_н
Разделив в приведенных выражениях обе части соответственно на ω_гр.м и ω_эф, получим:


При использовании соотношений 2, 3 и 4 для получения математического описания принятой петрофизической модели учитывают, что единицы, стоящие в левых частях уравнений, не являются равновеликими, так как проведена нормировка на разные величины, т.е. они имеют смысл единиц различных масштабов измерения долевых вкладов.

В результате в выбранном варианте модели для значения удельной электропроводности глинистого водонефтенасыщенного коллектора (σ^d_п^y) получено выражение вида:

Преимущества предлагаемого способа заключаются в том, что он позволяет создать класс петрофизических моделей, использующих лишь простейшую форму включений, с помощью которых удается избежать введения структурного коэффициента и в то же время охарактеризовать удельную электропроводность горной породы в широком практически встречающемся диапазоне. Кроме того, этот класс моделей за счет предложенной в способе структурной компоновки обеспечивает модели более гибкую внутреннюю связь, что позволяет устранить свойственные прототипу противоречия для предельных случаев, а также cпрогнозировать и объяснить причины реально наблюдаемых диапазона и закономерностей изменения электропроводности пород в коллекциях меньшим количеством независимых факторов. Данные выводы подтверждаются результатами расчетов по формуле 5, которые представлены на фиг. 1-5, иллюстрирующих возможности способа.

На приведенных рисунках кроме рассмотренных используются параметры, обычно применяемые в геофизической практике при определении коллекторских свойств пород, и в рамках построенной модели могут быть представлены в виде:
на фиг. 1 Р относительное сопротивление, равное где σ^d_п удельная электропроводность породы при 100% водонасыщенности эффективной пористости, значение которой может быть получено из 5 в случае ω_в= ω_эф;
на фиг. 2 Р_п параметр пористости, равный , где σ^d_пσ_гл.кт.
удельная электропроводность породы при 100% водонасыщенности эффективной пористости, значение которой может быть получено из 5 в случае ω_в= ω_эф и σ_гл.кт.=0;
на фиг. 3 П_п параметр поверхностной проводимости, равный
на фиг. 4 Р^d_н^y параметр увеличения сопротивления, равный где σ^d_п^y удельная электропроводность породы, эффективное поровое пространство которой заполнено смесью из воды с нефтью, а значение определяется формулой 5;
на фиг. 5 Р^y_н параметр предельного увеличения сопротивления, равный где σ^y_п удельная электропроводность породы при 100% насыщении эффективной пористости нефтью, значение которой определяется формулой 5, когда ω_в= 0 или σ_в=0, Т_г гидравлическая извилистость, равная
Предлагаемый способ и представленная петрофизическая модель были широко опробованы и использовались при определении коэффициентов пористости и проницаемости, а также гидравлической извилистости и удельной поверхности на песчано-глинистых отложениях двух геологических ураноносных провинций с целью оценки пригодности разработки месторождений урана способом подземного выщелачивания.

Возможности способа изучались также на материалах литературных источников и некоторых конкретных нефтегазовых месторождений в Краснодарском крае и Западной Сибири. Полученные предварительные результаты свидетельствуют с хорошей сходимости расчетных и экспериментальных данных, которые близки к точности методик проведения работ при определении искомых параметров.

Формула изобретения

Способ определения физических параметров гетерогенной смеси, включающий структурную компоновку смеси смешиванием и/или вложением элементов, по меньшей мере один из которых является вмещающей средой гетерогенной смеси, в заданных сочетаниях и соотношениях, и определение интегрального параметра смеси, отличающийся тем, что дополнительно создают по меньшей мере для одной n-компонентной смеси обратную сопряженную n-компонентную смесь, а интегральный параметр определяют на совокупности основной и дополнительной сопряженных смесей, причем долевой вклад каждой из сопряженных смесей в результирующий интегральный параметр пропорционален относительному содержанию элемента, образующего вмещающую среду.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5