Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СМАЧИВАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД МЕТОДОМ РЕНТГЕНОВСКОЙ ТОМОГРАФИИ КЕРНА

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения смачиваемости нефтенасыщенных горных пород.

Определение смачиваемости на керне позволяет исследовать смачиваемость на микроструктурном уровне, оценивать ее неоднородность в пределах отдельных пор и капилляров. При этом даже в единичном образце керна могут присутствовать различные типы поверхности по смачиваемости.

Существует достаточно много способов оценки смачиваемости пород на керне: адсорбционные методы, метод Амотта (E. Amott, "Observations Relating to the Wettability of Porous Media," Trans, AIME, 216, 156-162, 1959), метод центрифугирования (Отраслевой стандарт Министерства нефтяной промышленности ОСТ 39-180-85 "Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородсодержащих пород", утвержден и введен в действие приказом МНП от 23.01.1985 г., 55), метод изометрической сушки и другие.

Для нефтегазовых месторождений исследования по определению смачиваемости проводятся методом Тульбовича (Тульбович Б.И. Методы изучения пород - коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1979., 199 с), главным образом, ввиду его относительно небольших временных затрат. Указанный известный способ основан на вытеснении воды из полностью водонасыщенного образца углеводородной жидкостью с последующим вытеснением из образца углеводородной жидкости водой. Это происходит за счет проявления капиллярных сил и гидродинамического давления.

Сопоставление результатов определения смачиваемости по указанному известному методу с результатами определения смачиваемости, например, по методу изотермической сушки показывает в целом высокую их коррелированность.

А вот сопоставление результатов метода Тульбовича с результатами методики Амотта показывает завышение гидрофобности. Кроме того, при малых размерах образца, описанные выше способы не позволяют достоверно определить этот показатель. А сами способы являются достаточно трудоемкими.

Структура порового пространства горных пород с визуализацией в них вмещающих флюидов может быть исследована также методом рентгеновской томографии керна.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ определения смачиваемости, описанный в статье «Исследование смачиваемости коллекторов нефтяных месторождений методом рентгеновской томографии керна» (авторы А.А. Ефимов, Я.В. Савицкий, С.В. Галкин, Е.В. Соболева, В.Ш. Гурбанов, SOCAR Proceedings №4 (2016) стр. 55-63), согласно которому изготовливают из керна стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти и высушивают, затем томографируют сухие образцы и насыщают их раствором йодида натрия NaI, далее повторно томографируют, и, используя полученные при томографировании 2D-срезы, производят 3D-реконструкцию образцов и определяется смачиваемость горной породы.

Недостатком указанного известного способа является недостаточная точность результатов по установлению смачиваемости горных пород, т.к. в известном способе определяется поровый объем всего образца, в том числе и у поверхностных слоев, в которых большое влияние могут играть внешние факторы.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности определения смачиваемости горных пород за счет учета при его осуществлении порового объема не всего объема образца, а только его сердцевины, а также за счет использования раствора йодида натрия заявляемой концентрации, обеспечивающей одновременно близость рентгеновской плотности именно такого раствора к плотности минерального каркаса горной породы и резкого отличия его рентгеновской плотности с плотностью порового пространства в сухом состоянии.

Дополнительным техническим результатом является упрощение способа, за счет исключения длительных и трудоемких лабораторных операций.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна включающим изготовление из керна горных пород стандартных цилиндрических образцов, экстрагирование их от нефти и высушивание до стабилизации массы, последующее томографирование полученных сухих образцов с получением 2D-срезов, насыщение сухих образцов раствором йодида натрия и проведение повторного томографирования насыщенных образцов керна с получением 2D-срезов, затем, используя полученные при томографировании 2D-срезы, производят 3D-реконструкцию образцов, путем сравнения указанных 3D-реконструкций для сухих и насыщенных образцов, определяя при этом поровые объемы указанных образцов, и определяют смачиваемость горной породы с использованием установленных поровых объемов образцов, при этом новым является то, что в качестве раствора йодида натрия для насыщения сухих образцов используют раствор концентрацией 300 г/л и насыщение проводят под вакуумом в течение не менее 3 часов, при этом при проведении 3D-реконструкции образцов определяют поровый объем не всего образца, а только сердцевины образца на расстоянии 3-5 мм от верхнего и нижнего торцев образца и 5-6 мм от боковых сторон образца, с использованием определенных при проведении 3D-реконструкции образцов их поровых объемов, далее рассчитывают показатель пропитки: К пропитки, как отношение разности объема пор между сухим V₁ и насыщенным образцом V₂ к объему пор в сухом образце V₁, по следующей формуле:

и по полученному значению показателя пропитки К пропитки судят о смачиваемости керна, посредством установления категории его гидрофильности или гидрофобности, исходя из следующих условий:

- если 1С более 90% - образец относится к гидрофильным,

- если К в диапазоне от 90 до 50% - образец с признаками гидрофобности,

- если К в диапазоне 50-10% - образец преимущественно гидрофобный,

- если К менее 10% - образец гидрофобный.

Для сохранения раствора йодида натрия в образце керна перед повторным томографированием этот керн помещают в гидроизоляционный материал.

Томографирование сухих и насыщенных образцов производится в одинаковых параметрах, а именно: положение и поворот столика, при этом расстояние до рентгеновской пушки и детектора томографа должно быть идентичным.

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

Раствор йодида натрия NaI с рекомендуемой концентрацией 300 г/л выступает аналогом пластовой воды, имея с водой одинаковые фильтрационные характеристики. Использование NaI в предлагаемом способе именно заявляемой концентрации обусловлено близостью его рентгеновской плотности к плотности минерального каркаса горной породы и резкого отличия рентгеновской плотности с плотностью порового пространства в сухом состоянии (воздуха). Это позволяет использовать раствор NaI заявляемой концентрацией 300 г/л в качестве рентгеноконтрастного насыщающего раствора. Благодаря этому свойству раствора йодида натрия именно такой концентрации, обеспечивается повышение точности определения смачиваемости, т.к. получаемые при томографировании 2D-срезы насыщенного образца обладают большей степенью контрастности при рентгеновской съемке.

Использование растворов йодида натрия концентрацией менее заявляемой, не позволяет добиться такой контрастности, что может привести к искаженным результатам, а использование раствора йодида натрия большей заявляемой концентрации нецелесообразно, т.к. возможна вероятность нестабильности такого раствора.

А благодаря тому, что насыщают сухие образцы раствором йодида натрия в камере под вакуумом не менее 3 часов обеспечивается полнота насыщения всего объема керна, особенно его сердцевины.

Благодаря тому, что при сравнении 3D-реконструкции сухих и насыщенных образцов, определяют объем пор только сердцевины образца, обеспечивается точность измерения, т.к. при этом исключаются поверхностные слои образца, которые могут давать погрешность из-за своего отличия по параметрам от сердцевины, например, за счет контактирования с воздухом, или за счет потери жидкости насыщения, или за счет проявления артефактов рентгеновской съемки.

Заявленные числовые значения для сердцевины образца: на расстоянии 3-5 мм от верхнего и нижнего торцев образца и 5-6 мм от боковых сторон образца, являются оптимальными для обеспечения точности измерений, т.к. именно в поверхностных слоях указанной толщины параметры образца будут нестабильными, а значит их погрешность может привести к получению не точных, искаженных результатов.

Предлагаемые числовые значения не учитываемого при исследованиях поверхностного слоя обусловлены следующим: при толщине поверхностного слоя менее 3 мм по торцам и менее 5 мм по боковой поверхности цилиндрического образца, не будут полностью исключены слои образца, параметры которых отличаются от параметров сердцевины. А выбирать толщину поверхностного слоя образца более 5 мм по торцам и более 6 мм по боковой поверхности нецелесообразно, т.к. при этом будет затронута и исключена из определения параметров та часть образца, показатели которой являются стабильными.

Использование в предлагаемом способе при определении смачиваемости показателя пропитки "К пропитки", определяемого как отношение разности объема пор между сухим V₁ и насыщенным образцом V₂ к объему пор в сухом образце V₁, по формуле:

позволяет, наряду с точностью способа, за счет использования истинных параметров объема пор, определенных на предыдущей операции, еще и упростить способ за счет исключения лабораторных операций.

Проведенные исследования показали, что по полученному значению показателя пропитки К пропитки можно судить о смачиваемости керна, через установление категории его гидрофильности или гидрофобности, исходя из следующих, полученных эмпирическим путем, условий:

- если К более 90% - образец относится к гидрофильным,

- если К в диапазоне от 90 до 50% - образец с признаками гидрофобности,

- если К в диапазоне 50-10% - образец преимущественно гидрофобный,

- если К менее 10% - образец гидрофобный.

При реализации предлагаемого способа выполняли следующие операции в нижеуказанной последовательности (для наглядности, операции способа совмещены с примером конкретного осуществления).

1. Из керна продуктивных пластов Пермского края изготовили образцы в количестве 10 шт. месторождений Соликамской депрессии. Образцы цилиндрической формы и размером 30×30 мм.

2. Затем образцы экстрагировали в спиртобензольной смеси с помощью аппарата Сокслета в течение не менее, чем 2 недель.

3. После полного удаления битумов из керна, которое оценивали визуально по цвету образца и прозрачности раствора, образцы высушивали 8 часов при температуре не менее +80°С. Высушенные образцы поместили в эксикатор до момента томографирования.

4. Далее проводили томографирование подготовленных сухих образцов. Параметры съемки составляли: напряжение 155-175 кВ, сила тока 60-80 мкА, используется медный фильтр толщиной 0,5 мм. При этом были получены 2D-срезы сухих образцов.

5. После томографирования образцов в сухом состоянии, их насыщают рентгеноконтрастным раствором йодида натрия (NaI) концентрацией 300 г/л. Насыщение проводили с помощью установки-сатуратора, путем постепенного заполнения камеры с образцом в условиях вакуума предварительно отвакуумированным раствором NaI, с последующим нахождением образцов в указанном растворе 3 часа. Особенностью процесса насыщения является минимизация воздействия на раствор прямого света, для чего все операции с раствором производятся в светонепроницаемых сосудах. Минимизация воздействия света необходима для уменьшения выделения чистого йода из раствора, уменьшающего концентрацию раствора в образцах.

6. Затем насыщенные образцы помещали в черную непрозрачную силиконовую трубку диаметром 30 мм и толщиной не менее 1,5 мм, торцы трубки закрывали резиновыми прокладками толщиной не менее 1,5 мм. Помещение образцов в трубки необходимо для сохранения раствора внутри образца, а также для уменьшения артефактов рентгеновской съемки, вызванных разницей плотности между образцом и воздухом. И повторно томографировали при параметрах, аналогичных предыдущей съемке: напряжение 155-175 кВ, сила тока 60-80 мкА, используется медный фильтр толщиной 0,5 мм. Причем положение и поворот столика, расстояние до рентгеновской пушки и детектора было идентичными с этими значениями томографирования сухих образцов. При этом были получены 2D-срезы насыщенных образцов.

Следует отметить, что в качестве герметизирующего материала, помимо силиконовой трубки, можно использовать, например, водонепроницаемые пленки, контейнеры и тому подобное.

7. В результате томографирования из набора полученных 2D-срезов создается 3D-реконструкция образца через компьютерное моделирование объекта. Расчет показателя пропитки ведется с помощью инструментов в программе Avizo Fire (Avizo Fire - программное обеспечение, предназначенное для визуализации и обработки данных компьютерной томографии, а также моделирования физических процессов. Программное обеспечение VSG Avizo Fire www.epac-service.ru〉programmnoe-obespechenie-vsg-avizo-fire). Для начала работы необходимо открыть обе модели образца в одном проекте - и сухой и насыщенный. С помощью инструмента программы Thresholding выделяются поры в образце (т.е. все участки, имеющие черный цвет и заключенные внутри образца). Выделение пор производится с помощью гистограмм, показывающих распределение оттенков серого. На гистограммах выделяются одинаковые участки, по которым проводится граница, позволяющие отделить поры от породы. По выделенным порам создается объемная модель Object.view, обозначенная на представленных рисунках обозначением . Далее, с помощью инструмента обрезки в форме цилиндра, делается обрезание краев образца на обоих моделях. С целью сравнения одинаковых объемов одна и та же форма обрезки применяется на сухой и насыщенной моделях образцов. Отступ краев цилиндра от краев образца составляет 5 мм. Данная величина получена опытным путем, при сравнении результатов выделения объемов пор на многих образцах. Объемы выделенных цилиндров (сердцевина образца) измеряются с помощью инструментов программы.

Следует отметить, что для определения показателя пропитки, характеризующего смачиваемость пород, можно использовать и другие аналогичные программы, позволяющие производить анализ моделей образцов.

8. Высчитывается показатель пропитки образца, как отношение разности объема пор (объем незаполненных пор черного цвета) между сухим (V₁) и насыщенным образцом (V₂) к объему пор в сухом образце (V₁):

9. И по полученному значению показателя пропитки К пропитки судят о смачиваемости керна, посредством установления категории его гидрофильности или гидрофобности, исходя из следующих условий:

- если К более 90% - образец относится к гидрофильным,

- если К в диапазоне от 90 до 50% - образец с признаками гидрофобности,

- если К в диапазоне 50-10% - образец преимущественно гидрофобный,

- если К менее 10% - образец гидрофобный.

Данные по определению показателя пропитки и соответственно, смачиваемости, приведены в таблице 1.

Установление смачиваемости по предлагаемому способу через расчет показателя пропитки по указанной формуле позволяет получить достоверный результат. Это подтверждается по косвенными показателям - по данным удельного электрического сопротивления исследуемых образцов, так как установлены закономерности влияния смачиваемости поверхности на электрическую проводимость горных пород, как по данным исследований на керне, так и в скважине.

Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что предлагаемым способом действительно можно с высокой степенью точности определить смачиваемость образцов горных пород. Дополнительным доказательством этому являются иллюстрационные материалы, приведенные ниже.

На рис. 1. представлен пример полного отсутствия пропитки в сердцевине образца.

На рис. 2 представлен пример, где в сердцевине установлена зона низкой пропитки (преимущественно гидрофобный).

На рис. 3 приведены томограммы сердцевины образца с признаками гидрофобности, где зоны низкой пропитки установлены только в пределах нескольких небольших участков.

На рис. 4 представлена томограмма полностью гидрофильного образца.

Следует отметить, что на указанных рисунках в сухом состоянии поровое пространство, как наименее плотная среда, отображается черным цветом, серым оттенком - скелет горной породы, белым - наиболее рентгеноконтрастные включения. При заполнении порового пространства раствором NaI его цветовая гамма меняется на более светлый оттенок серого. В случае отсутствия пропитки поры, по-прежнему, остаются заполненными воздухом и отображаются на томограмме в черном цвете.

Представленные рисунки показывают следующее.

На Рис. 1 боковые зоны исследуемого цилиндра примерно на глубину 6 мм, а также его верхняя и нижняя часть примерно на глубину 5 мм подвергаются пропитке, вследствие бокового впитывания. В насыщенном образце наблюдаются две резко отличающиеся по характеру насыщения зоны: насыщенная зона - с редкими не до конца заполненными крупными порами, и ненасыщенная - при практически полном отсутствии участков, заполненных раствором. Ненасыщенная зона расположена в центральной части образца, обладает неровными, но отчетливыми границами. В сердцевинах сухого и насыщенного образцов томограммы практически совпадают. Следовательно, образец не впитывает воду, и является полностью гидрофобным.

Несколько иной вид томограммы насыщенного образца представлен на рис. 2, где в сердцевине также установлена зона низкой пропитки. Однако в данном случае в непромытой зоне видны единичные токи проникновения раствора (светло-серые удлиненные местами сообщающиеся каналы), которые характеризуют участки с более гидрофильными свойствами. Образец по томографии характеризуется сильными признаками гидрофобности, что несомненно должно оказывать влияние на процессы фильтрации флюидов.

На рис. 3 приведены томограммы образца с признаками гидрофобности, где зоны низкой пропитки установлены только в пределах нескольких небольших участков. Края ненасыщенных участков неровные, граница нечеткая. При увеличении разрешения ненасыщенной зоны видно, что все крупные поры и подавляющее большинство мелких, по-прежнему, заполнены воздухом.

На рис. 4 представлена томограмма полностью гидрофильного образца. При пропитке цилиндра раствор NaI заполнил все мелкие и большинство крупных пор, в результате чего общий фон скелета горной породы меняется на светло-серый оттенок. При этом из томограммы видно, что в незначительную часть наиболее крупных пор раствор не проник, ввиду чего они остались черного цвета.

Таким образом, смачиваемость является одним из основных параметров, определяющих положение флюидов в пористом пространстве залежи, а также распределение потоков флюидов. При этом, смачиваемость породы влияет на все виды измерений параметров пласта - электрические свойства, капиллярное давление, относительные фазовые проницаемости и т.д., также от точности ее определения зависит выбор способа и последующая эффективность добычи нефти, в особенности в процессе вторичных и третичных методов добычи нефти. Поэтому задача повышение точности определения показателя смачиваемости является очень актуальной.