способ определения коэффициента эффективной пористости на образцах керна

Формула изобретения

Способ определения коэффициента эффективной пористости на образцах керна, включающий высушивание образца до постоянной массы, насыщение под вакуумом моделью пластовой воды, создание в образце остаточной водонасыщенности путем вытеснения воды вытесняющим флюидом (воздухом, газом, керосином, моделью нефти) до прекращения выхода воды за счет центрифугирования при максимальных оборотах или за счет создания максимального давления в капилляриметре с полупроницаемой мембраной, отличающийся тем, что используют для измерений образец после экстракции растворителями или после экстракции неагрессивным агентом или промытый неэкстрагированный образец; полностью насыщенный моделью пластовой воды образец взвешивают в модели пластовой воды и в вытесняющем флюиде; после создания остаточной водонасыщенности образец взвешивают в вытесняющем флюиде и определяют коэффициент эффективной пористости по соотношению разницы веса образца, полностью насыщенного моделью пластовой воды в вытесняющем флюиде, и веса образца, насыщенного вытесняющим флюидом и остаточной водой, к разнице веса полностью насыщенного образца в вытесняющем флюиде и веса полностью насыщенного образца в пластовой воде.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к совершенствованию методов лабораторного определения петрофизических свойств коллектора нефтегазоносного пласта на образцах керна, а именно коэффициента эффективной пористости. Коэффициент эффективной пористости в петрофизике обозначается через К_п.эф, а в физике нефтегазового пласта - через m_эф.

Коэффициент эффективной пористости К_п.эф (m_эф) является важной петрофизической характеристикой коллектора. Он равняется отношению эффективного объема пор - максимального объема пор элемента пласта, который может быть занят нефтью, газом или способной к движению пластовой водой - к общему объему элемента пласта.

Коэффициент эффективной пористости используется при подсчете запасов углеводородов (для зоны предельного насыщения пласта); при построении петрофизических зависимостей для проницаемости и других параметров коллектора - с целью прогноза их изменения в объеме пласта по данным геофизических измерений в скважинах; при гидродинамическом моделировании процессов разработки нефтяного или газового месторождения - в качестве параметра, характеризующего объем пор, в котором происходит течение пластовых флюидов.

Известен способ определения К_п.эф (m_эф) по данным лабораторных исследований образцов керна (Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007. С.46, 48, 91-92, 97-99). Величина коэффициента эффективной пористости рассчитывается как

где К_по (m_o) - коэффициент открытой пористости, К_во (S_во ) - коэффициент остаточной водонасыщенности, выраженный в долях единицы. Коэффициент открытой пористости по определению равен отношению объема сообщающихся пор элемента пласта к общему объему элемента пласта. Коэффициент остаточной водонасыщенности равняется отношению объема остаточной (неснижаемой, или гидродинамически невытесняемой) воды в порах к объему сообщающихся пор элемента пласта.

Для определения К_п.эф по формуле (1) сначала определяют величину К_по. Наиболее распространенным является метод жидкостенасыщения. Предварительно проэкстрагированный с использованием растворителей образец керна высушивают до постоянной массы и определяют вес (в граммах) сухого образца М_сух . Затем его насыщают при вакуумировании рабочей жидкостью. В качестве таковой чаще всего используют керосин, модель пластовой воды или другую воду. Полностью насыщенный рабочей жидкостью образец взвешивают для определения его веса в воздухе М_п.нас и в рабочей жидкости М^ж _п.нас. По найденным значениям рассчитывают коэффициент открытой пористости:

После определения К_по определяют величину К_во. Для этого производят следующие операции. В случае если в качестве рабочего агента для определения К _по использовалась модель пластовой воды, принимают М _п.нас.в = М_п.нас. Иначе образец полностью отмывают от рабочей жидкости, высушивают до постоянной массы и производят полное насыщение пор при вакуумировании моделью пластовой воды. Производят взвешивание образца в воздухе и определяют вес М _п.нас.в. Затем осуществляют создание в образце остаточной водонасыщенности путем вытеснения воды другим флюидом (воздухом, газом, керосином, моделью нефти) до прекращения выхода воды за счет центрифугирования при максимальных оборотах или за счет создания максимального давления в капилляриметре с полупроницаемой мембраной. Образец с созданной остаточной водонасыщенностью вновь взвешивают в воздухе и определяют вес М_{ост.нас}.

Если в качестве вытесняющего флюида использован воздух, то остаточную водонасыщенность К_во (S_во ) определяют по формуле:

В случае использования другого вытесняющего флюида дополнительно учитывают его массу в образце после создания остаточной водонасыщенности. По найденным величинам К_по и К_во определяют К_п.эф (m_эф ) с использованием формулы (1).

Указанный способ определения К_п.эф имеет следующие недостатки.

- Способ требует экстрагирования растворителями и высушивания образца для определения величины М_сух. Следовательно, он нереализуем на неэкстрагированных образцах или экстрагированных с применением неагрессивных агентов (например, керосина). В то же время известно, что экстракция растворителями приводит к необратимому изменению смачиваемости поверхности пор флюидами, и это сказывается на измеряемых величинах К_по и К_п.эф. Поэтому исследования неэкстрагированных или экстрагированных с применением неагрессивных агентов образцов являются востребованными, в том числе для контроля изменения параметров коллектора при экстракции.

- Фактически измеренные значения К_по при использовании разных рабочих агентов (керосина, воды разной минерализации) могут существенно различаться. Наиболее сильно это отличие проявляется для коллекторов с высоким содержанием разбухающей глинистой компоненты в составе цемента.

Кроме того, многие исследователи из величины открытой пористости исключают объем микропор глинистой компоненты, в пластовых условиях заполненный связанной водой. Тогда применение формулы (1) может приводить к ошибкам, связанным с двойным исключением этого объема из эффективной пористости.

- Формулы (2) и (3) предполагают, что плотность рабочей жидкости и модели пластовой воды в свободном состоянии и в порах образца одинакова. Однако для модели пластовой воды это условие не выполняется. Часть воды, насыщающей образец, находится в связанном (адсорбированном скелетом коллектора) состоянии, при котором она характеризуется существенно отличной от свободной воды плотностью (и минерализацией). Поэтому средняя плотность воды в порах образца отличается от ее плотности в свободном состоянии.

Целью предлагаемого способа является повышение достоверности лабораторного определения коэффициента эффективной пористости на образцах керна, включая коллектора с высоким содержанием разбухающей глинистой компоненты и неэкстрагированные или экстрагированные с применением неагрессивных агентов образцы керна.

Для достижения поставленной цели предлагаемый способ определения коэффициента эффективной пористости на образцах керна включает высушивание образца до постоянной массы, насыщение под вакуумом моделью пластовой воды, создание в образце остаточной водонасыщенности путем вытеснения воды вытесняющим флюидом (воздухом, газом, керосином, моделью нефти) до прекращения выхода воды за счет центрифугирования при максимальных оборотах или за счет создания максимального давления в капилляриметре с полупроницаемой мембраной и отличается тем, что используют для измерений образец после экстракции растворителями или после экстракции неагрессивным агентом или промытый неэкстрагированный образец; полностью насыщенный моделью пластовой воды образец взвешивают в модели пластовой воды и в вытесняющем флюиде; после создания остаточной водонасыщенности образец взвешивают в вытесняющем флюиде и определяют коэффициент эффективной пористости по соотношению разницы веса образца, полностью насыщенного моделью пластовой воды, и веса образца, насыщенного вытесняющим флюидом и остаточной водой, к разнице веса полностью насыщенного образца в вытесняющем флюиде и веса полностью насыщенного образца в пластовой воде.

Способ реализуют следующим образом.

1. Образец керна, предварительно прошедший процедуру экстракции растворителем или неагрессивным агентом (например, керосином), или промытый неэкстрагированный образец керна высушивают до постоянной массы.

2. Образец керна полностью насыщают моделью пластовой воды при вакуумировании.

В случае если керн отобран из водонасыщенной зоны пласта и не загрязнен технологическими жидкостями при отборе и транспортировке, экстракцию и/или промывку образца и его сушку (п.1) могут не проводить. В этом случае осуществляют только донасыщение образца моделью пластовой воды при вакуумировании до полного насыщения.

Полностью насыщенный моделью пластовой воды образец взвешивают в модели пластовой воды для определения веса (в граммах) М^в _п.нас.в.

Затем полностью насыщенный моделью пластовой воды образец взвешивают в вытесняющем флюиде, который будет в дальнейшем использован для создания остаточной водонасыщенности (воздух, газ, керосин, модель нефти), для определения веса М^ф _п.нас.в.

3. Осуществляют создание в образце остаточной водонасыщенности путем вытеснения модели пластовой воды вытесняющим флюидом до прекращения выхода воды. Вытеснение проводят методом центрифугирования при максимальных оборотах или методом капиллярометрии за счет создания максимального давления в капилляриметре с полупроницаемой мембраной.

4. Образец, насыщенный остаточной водой и насыщающим флюидом, взвешивают в вытесняющем флюиде для определения веса М^ф _{ост.нас}.

5. Значение коэффициента эффективной пористости рассчитывают по формуле:

Основное преимущество предлагаемого способа состоит в том, что все участвующие в расчетной формуле (4) величины измеряются при наличии в образце остаточной водонасыщенности. Благодаря этому выполняются следующие важные условия.

- Состояние норового пространства образца на протяжении всех проводимых измерений, даже для коллектора с разбухающей глинистой компонентой, соответствует наличию в порах связанной воды, моделирующей пластовую. При этом степень набухания глинистой компоненты соответствует ее взаимодействию с пластовой водой и не меняется на протяжении всех проводимых измерений.

- Масса связанной воды, содержащейся в образце, исключается при вычитании величин в числителе и знаменателе формулы (4), поэтому отличие плотности связанной воды от плотности воды в свободном состоянии не вносит погрешность в вычисления.

- Выполнение измерений может проводиться на неэкстрагированных или экстрагированных с использованием неагрессивных агентов образцах.

Пример реализации способа

Исследуется образец стандартного размера - диаметр 2,855 см, длина 3,06 см. Общий объем образца равен 19,59 см ³. Плотность модели пластовой воды - 1,005 г/см³ , плотность вытесняющего флюида (керосина) - 0,8 г/см³ .

Вес полностью насыщенного образца моделью пластовой воды в вытесняющем флюиде составил 33,401 г, в модели пластовой воды - 29,385 г. Вес образца после вытеснения воды вытесняющим флюидом методом капиллярометрии составил в вытесняющем флюиде - 32,954 г.

Тогда коэффициент эффективной пористости составит:

К_п.эф=(33,401-32,954) / (33,401-29,385)=0,1113, или 11,13%.

Таким образом, предлагаемый способ определения коэффициента эффективной пористости на образцах керна позволяет повысить достоверность лабораторного определения данного параметра, включая коллекторы с высоким содержанием разбухающей глинистой компоненты, и реализуем в том числе на неэкстрагированных или экстрагированных с применением неагрессивных агентов образцах керна.