способ определения физических параметров гетерогенной смеси

Формула изобретения

Способ определения физических параметров гетерогенной смеси, включающий структурную компоновку смеси вложением и/или смешиванием элементов в определенных заданных сочетаниях и соотношениях, из которых по меньшей мере один является вмещающей средой, содержит формирование в этой смеси обратной сопряженной n-компонентной смеси и определение интегрального параметра смеси, отличающийся тем, что одну из компонент вводят, вытесняя исходно подвижную компоненту и/или смесь, так, что при этом замещение вытесняемого элемента производят путем последовательного уменьшения его доли в смеси порциями, пропорциональными заданным относительным фазовым проницаемостям вытесняемых смесей и/или элементов.

Описание изобретения к патенту

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 хранилищ 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, для определения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по их упругим, нейтронно-радиометрическим, электрическим и другим физическим характеристикам [1, 2, 3, 5].

Ближайшим по своей сути к предлагаемому способу является способ, запатентованный Орловым В.Н. [6].

Этот способ заключается в построении такой физической модели породы-коллектора, в которой значение искомого интегрального параметра определяют через долевые вклады, физические свойства, размеры и форму каждой составляющей смесь компоненты. При создании структурной компоновки из отдельных элементов размещают (n-1)-ю компоненту в пространстве, заполненном одной из компонент и образующем вмещающую среду, используя операции последовательного смешения и вложения, и при этом по меньшей мере для одной n-компонентной смеси дополнительно создают обратную сопряженную n-компонентную смесь. В результате применения изложенных принципов и приемов может быть, например, сконструирована модель глинистого водонефтенасыщенного коллектора, представленного четырехкомпонентной смесью, из которых две компоненты (жесткие зерна скелета и обладающая текучестью нефть) являются неэлектропроводными, а две другие обладают собственными электропроводностями и представляют собой способную к перемещению воду и неподвижную пластичную "влажную глину", состоящую из пеллитовой фракции со связанной водой. Для удельной электропроводности такого коллектора (^вн_гл) получен класс моделей вида:

^вн_гл = f(F₁,F₂,F₃,_o,_гл,_в,_в,_гл)...1,

где F₁ - коэффициент формы зерен однородного скелета, размещенного в пространстве трехкомпонентной смеси (вода, нефть, глина);

F₂ - коэффициент формы включений для подвижной текучей компоненты (нефть, вода);

F₃ - коэффициент формы включений для пластичной компоненты (однородная "влажная глина");

_o =V_о/V_п = объемная доля порового пространства, которое открыто для заполнения его водонефтяной смесью объемом V_о в породе объемом V_п;

_гл = V_гл/V_п - объемная доля глинистой компоненты, обладающей удельной электропроводностью _гл и занимающей объем V_гл, который заполнен сорбирующими воду частицами вместе со связанной водой;

_в =V_в/V_п - объемная доля воды, занимающая объем V_в в пространстве объема V_о;

_в - удельная электропроводность воды в пространстве объема V_о.

Основной принципиальный недостаток данного способа заключается в том, что при конструировании моделей гетерогенных сред, состоящих из 3-х и более элементов, из которых по меньшей мере две компоненты различаются по физическим свойствам (например, по электропроводностям, не равным 0 или , в некоторых случаях можно подобрать такие пропорции между относительными долевыми вкладами отдельных элементов в смеси, при которых значения совокупного интегрального параметра будут иметь одинаковые величины, т.е. при определенных условиях существуют области, в которых различные среды эквивалентны по искомому параметру. На практике указанная ситуация может возникать при проходке скважиной пластов-коллекторов, в поровом пространстве которых в результате техногенного воздействия подвижная часть исходного порового флюида (например, водонефтяная смесь) вытесняется, замещаясь при этом в целом или поэлементно фильтратом бурового раствора или другой технологической жидкостью при ее закачке в пласты [4].

Эти обстоятельства приводят к тому, что использование построенной таким образом модели в зависимости от соотношения требований к точности и размеров областей эквивалентности может быть существенно ограничено, а в указанных областях и вовсе неприемлемо.

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 формирования в коллекторе комбинации различных структур, образованных смесями, в которых один из элементов вводят в смесь так, что он замещает, вытесняя всю смесь целиком или одну из компонент смеси последовательными порциями, пропорциональными заданным фазовым проницаемостям вытесняемых смесей или элементов.

Пример. Способ может быть реализован с помощью физического и математического моделирования на примере построения одного из вариантов петрофизической модели глинистого водонефтенасыщенного коллектора с пористостью _о = 0,2 и глинистостью - _гл =0,1, при удельном электрическом сопротивлении (УЭС) глинистой компоненты - _гл = 1/_гл = 5 oмм.

Будем целиком заполнять поровое пространство _o этого коллектора нефтью (_н) и водой (_в) в различных долевых соотношениях так, чтобы (_н+_в) = _o или, что то же самое, (K_н + K_в) = 1, т.к. K_н = _н/_o и K_в = _в/_o. Описание значений УЭС такого глинистого водонефтенасыщенного коллектора в соответствии с формулой I приведено на фиг. 1, где показан характер его изменения в зависимости от содержания в водонефтяной смеси воды для двух _в1 =2 Омм и _в2 = 0,1 Омм) различных удельных сопротивлений воды в этой смеси. Построенная таким способом модель с успехом используется для определения содержания нефти в поровом пространстве породы-коллектора по значению ее УЭС при подсчете запасов в недрах. Если применять предложенный в прототипе подход без каких-либо дополнительных условий, то можно построить 5-ти компонентную модель вида:

^вн_гл= f(F₁,F₂,F₃,_o,_гл,_гл,_в1,_в1,_в2,_в2)...2,

где F₁, F₂, F_{3 o}, _гл, _гл - имеют тот же смысл, что и в формуле I, а _в1 и _в2 - объемные доли воды с УЭС, равными соответственно _в1 и _в2.

При произвольном выборе _в1 и _в2 и выбранной структурной упаковке интегральные значения удельной электропроводности ^вн_гл будут размещаться во всем пространстве, ограниченном кривыми 1 (шифр - _в1 и 2 (шифр - _в2 ). При этом значения K_в, отложенные на фиг. 1 по горизонтальной оси, будут соответствовать - K_в = K_в12 = _в1/_o+_в2/_o = K_в1 + K_в2, а при _в1 или _в2, равными 0, модель по формуле 2 переходит в выражение 1. Не трудно увидеть, что в этом случае для некоторых интервалов различным значениям K_в = K_в12 будут соответствовать одинаковые ^вн_гл, т.е. для различных сред наблюдается эквивалентность по искомому параметру.

Будем теперь вводить одну из компонент порциями в соответствии с заданными фазовыми проницаемостями исходно содержащейся в порах водонефтяной смеси. Зададим исходные условия, при которых вода в количестве 20%, т.е. K_в = 0,2, в водонефтяной смеси обладает = ₁ = 2 Омм, и при этом относительная фазовая проницаемость воды намного больше, чем у нефти. Тогда будем вводить воду с = ₂ = 0,1 Омм, так, что ею последовательно замещаем сначала, до полного вытеснения, всю исходную воду, а затем нефть. Изменение интегрального значения УЭС для построенной таким образом модели в соответствии с выражением 2 будет иметь вид (кривая 1), показанный на фиг. 2. Если зададим условие, при котором относительная фазовая проницаемость нефти много больше чем воды, то характер изменения УЭС описывается кривой 2 (фиг. 2). В обоих случаях выбранному заполнению порового пространства _o соответствует единственное значение интегрального параметра УЭС. Аналогичным образом можно построить модели, в которых производят вытеснение замещая более электропроводную = 0,1 Омм) воду менее электропроводной = 2 Омм) водой (фиг. 3). В этом случае уже возникает эквивалентность по искомому параметру, но не в широкой области, а всего только в двух точках. Можно построить и другие модели с учетом иного, более сложного характера вытеснения и замещения смеси исходного порового флюида. Например, при исходном значении в пласте K_в = 0,2 фильтратом бурового раствора сначала вытесняют только нефть до тех пор, пока общее количество воды, равное сумме фильтрата и пластовой воды, не будет равно оставшейся нефти, т.е. K_в12 = K_н = 0,5, а затем в равных долях последовательно вытесняют нефть и смесь из растворов с разными электропроводностями. Вариант такой модели показан на фиг. 4.

Преимущества предлагаемого способа заключаются в том, что он позволяет создать модели, которые могут при применяемой технологии вытеснения использоваться для определения подвижной и остаточной как нефти, так и воды, а также эффективной пористости с последующим переходом к оценке абсолютной проницаемости. Кроме того, исходя из реальной обстановки, она позволяет целенаправленно выбрать рациональные параметры вытесняющей компоненты и методику проведения работ на скважине таким образом, чтобы при определении флюидонасыщения пород-коллекторов по их УЭС была достигнута наибольшая точность и достоверность.

Для практической реализации способа составлено необходимое программно-математическое обеспечение применительно к разработанным конкретным моделям по решению прямых и обратных задач на персональном компьютере. Возможности способа изучались на материалах некоторых конкретных нефтегазовых месторождений. Полученные предварительные результаты свидетельствуют о хорошей сходимости вычисленных и экспериментальных данных, которые близки к точности методик проведения работ при определении искомых параметров.

Источники информации

1. Вендельштейн Б. Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. - М.: Недра, 1966.

2. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторных свойств и нефтегазонасыщения горных пород. - М.: Недра, 1975.

3. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. - М.: Недра, 1991.

4. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. - М.: Недра, 1978.

5. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. -М.: Недра, 1978.

6. Орлов В.Н. Патент N 2065042. Способ определения физических параметров гетерогенной смеси. Бюл. N 22. 10.08.96.