EA029719B1 - Система и компьютерно-реализуемый способ определения свойств смачиваемости флюидсодержащей пористой среды - Google Patents

Abstract

В изобретении описан компьютерно-реализуемый способ определения свойств смачиваемости флюидсодержащей пористой среды, включающий получение данных измерений, являющихся характеристическими в отношении времени релаксации флюида, содержащегося в пористой среде при определенной флюидонасыщенности; получение эталонных данных, являющихся характеристическими в отношении одной или более величин времени релаксации флюида; и вычисление, на основе различий между полученными данными измерений и полученными эталонными данными, показателя смачиваемости, являющегося характеристическим в отношении свойств смачиваемости пористой среды при определенной флюидонасыщенности. Также предлагается соответствующая система для реализации данного способа.

Description

изобретение относится к измерению смачиваемости. В частности, настоящее изобретение относится к измерению свойств смачиваемости и/или их изменений в пористой среде, заключающей внутри себя флюид, например многофазный флюид, содержащий две или более фазы, по меньшей мере одна из которых представляет собой жидкость.

Уровень техники

В нефтегазовой промышленности весьма полезным может быть получение представлений о свойствах смачиваемости или состоянии смачивания нефтегазоносного подземного пласта ("коллектора"). Например, эти представления могут помочь в оптимизации разработки месторождения, поскольку смачиваемость может влиять на подсчет запасов и/или динамический режим коллектора.

Смачиваемость можно определить как стремление одного флюида распространиться по твердой поверхности (или прилипнуть к этой поверхности) в присутствии других несмешиваемых флюидов.

Так, например, смачиваемость может описывать относительную предрасположенность породы к покрытию ее определенной фазой, например водой или нефтью. Например, говорят, что порода является смачиваемой водой (гидрофильной), если эта порода имеет гораздо большее сродство к воде, чем к нефти. Таким образом, в случае пористой породы, смачиваемой водой и содержащей в своих порах водную и нефтяную фазы, практически вся внутренняя поверхность пор будет покрыта слоем воды. В этом случае вода может именоваться "смачивающей фазой".

В случае же пористой породы, смачиваемой нефтью, практически вся внутренняя поверхность пор будет покрыта, в отличие от предыдущего случая, слоем нефти. В этом случае смачивающей фазой может именоваться нефть.

Аналогичным образом, пористая порода со смешанной смачиваемостью может содержать часть пор, смачиваемых водой, и часть пор, смачиваемых нефтью. Кроме того, некоторые области отдельных пор могут быть смачиваемыми водой, тогда как другие - смачиваемыми нефтью.

На практике резко выраженное сродство к воде или нефти редко встречается в нефтесодержащих коллекторах.

Ясно, однако, что в случае наличия в пористой породе двухфазного флюида смачивающая фаза будет покрывать большую площадь поровой поверхности и иметь более сильное сродство к поверхности стенок пор, чем несмачивающая фаза.

В случае флюидных систем, содержащих газовую фазу (например, системы газ-жидкость), можно с уверенностью предположить, что газ не является смачивающей фазой.

Смачиваемость пористой породы будет зависеть от типа породы, и на нее также будет влиять присутствие в порах каких-либо минералов. Например, чистый песчаник или кварц могут быть чрезвычайно смачиваемыми водой, тогда как большинство пластов пород в нефтесодержащих коллекторах обычно может иметь смешанную смачиваемость. В коллекторе может происходить изменение смачиваемости с первоначального состояния смачиваемости водой до состояния смешанной смачиваемости после миграции нефти в ловушку для углеводородов и уменьшения водонасыщенности коллектора вплоть до величин, характеризующих насыщенность реликтовой водой на протяжении геологической эпохи. Смачиваемость коллектора зависит от состава нефти, химических характеристик реликтовой воды и минералогического состава поверхности пород, а также от температуры, давления и динамики насыщения коллектора. Начальное распределение флюидонасыщенности в нефтесодержащем пласте зависит от баланса между капиллярными и гравитационными силами в масштабах коллектора и в масштабах порового пространства. Состояние смачивания может изменяться в зависимости от геометрии поровых каналов и их устьев. В процессе миграции нефти, силы тяжести оказывается недостаточно для преодоления высокого капиллярного давления внутри микропор, вследствие чего последние обычно остаются полностью насыщенными реликтовой водой и поэтому сохраняют свое первоначальное состояние смачивания ею. Несмотря на то что в крупные поры часто проникает нефть, на поверхностях пород в этих порах обычно остается пленка реликтовой воды. Изменение смачиваемости внутри крупных пор зависит от стабильности этой водной пленки. В предельных условиях водная пленка может быть стабильной и полностью покрывать поверхность крупных пор, тем самым препятствуя непосредственному контакту нефтяной фазы с этой поверхностью. Таким образом, на протяжении геологической эпохи крупные поры остаются смоченными водой. В альтернативном варианте вся поверхность крупных пор может покрыться нефтяной фазой, и в этом случае крупные поры будут смоченными нефтью. Как правило, поверхность крупных пор находится в частичном контакте как с водной, так и с нефтяной фазой, и, следовательно, характеризуется как смешанно-смачиваемая.

Свойства смачиваемости традиционно исследуют в лабораторных условиях, используя индексы Амотта (Атой) или Горного бюро США. Однако обычные методы определения этих индексов являются интрузивными и требуют очень больших затрат времени. Кроме того, их нелегко реализовать в промысловых условиях.

Известно, что для получения информации по флюидам, содержащимся в пористой среде, можно использовать метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР).

Метод ЯМР успешно используется в качестве неинтрузивного средства определения смачиваемости

- 1 029719

флюидами пород в коллекторе в условиях залегания, т.е. процесс ЯМР-измерений не вносит искажений в картину распределения флюидов внутри порового пространства породы. Поэтому метод ЯМР можно применять для контроля текущих динамических процессов, включающих изменение смачиваемости, например процессов старения и добычи нефти вторичными или третичными методами.

В частности, метод протонного (¹Н) ЯМР, или ПМР, может быть очень полезен при изучении флюидов, включающих водную и углеводородные фазы, например воду и нефть, содержащиеся в пористой среде.

ЯМР-спектроскопию можно использовать для измерения времени спин-решеточной (продольной) релаксации Т₁ и спин-спиновой (поперечной) релаксации Т₂ флюида. Например, с помощью ПМРспектроскопии измеряют время релаксации протонов для флюида. Эти измерения позволяют получить определенную информацию, относящуюся к флюиду и/или пористой среде.

Например, можно отобрать образцы кернов для последующего анализа с помощью ЯМРоборудования, расположенного на поверхности промыслового участка.

В альтернативном варианте можно целесообразным образом разместить в скважине оборудование для каротажа, основанного на методе ЯМР. В таком оборудовании обычно используется так называемая спектроскопия в слабых полях.

Тем не менее, оборудование для ЯМР-каротажа также не лишено определенных недостатков. Например, это оборудование нельзя использовать в скважинах (или в отдельных их интервалах), обсаженных металлическими трубами. Кроме того, существующее оборудование, как правило, позволяет получить информацию только в области, расположенной в непосредственной близости от ствола скважины, т.е. в пределах радиального отрезка, составляющего около 4 дюймов (10 см) от ствола. Можно, однако, предположить, что будущие поколения приборов ЯМР-каротажа будут способны предоставлять информацию для областей, расположенных на большем расстоянии от ствола скважины.

Добыча нефти из коллектора может подразделяться на различные этапы, именуемые этапами добычи первичными, вторичными и третичными методами.

На этапе добычи первичными методами извлечение нефти может осуществляться без какой-либо поддержки за счет естественной энергии коллектора. Однако на этом этапе добывается лишь около 1015% начальных геологических запасов нефти в коллекторе.

Тем не менее, давления, имеющегося в естественных условиях в некоторых коллекторах, может оказаться недостаточно для самопроизвольного перемещения нефти вверх по добывающей скважине на поверхность. Поэтому может оказаться необходимым обеспечение поддержки такого перемещения техническими методами. Известно в этой связи, что поддержка извлечению нефти из коллектора может осуществляться путем закачки в этот коллектор несмешивающихся флюидов, таких как вода или газ, с целью поддержания давления в коллекторе и/или вытеснения нефти в направлении добывающей скважины. Закачка таких несмешивающихся флюидов обычно обеспечивает извлечение около 20-40% начальных геологических запасов нефти.

Если в качестве такого флюида с неизменяемыми свойствами используется морская или другая легкодоступная вода, то такой процесс можно классифицировать как добычу нефти вторичными методами (или вторичную добычу). Этот процесс добычи нефти вторичными методами обычно называют заводнением.

Если флюид подвергается какой-либо обработке с целью изменения его свойств, то такой процесс можно классифицировать как добычу нефти третичными методами. Например, процессы добычи третичными методами могут включать заводнение с использованием воды с низким содержанием солей, в ходе которого осуществляется обработка заборной (например, морской) воды с целью снижения концентрации содержащихся в ней солей до закачки в коллектор, а также процессы, в которых закачиваемый флюид включает специально подобранные присадки, содержащие, например, химические реагенты и/или микроорганизмы. Путем соответствующего изменения закачиваемого флюида можно использовать третичные методы добычи для интенсификации извлечения нефти и/или продления продуктивного периода коллектора. С помощью третичных методов добычи обычно можно извлечь из коллектора нефть, которую не удается добыть с использованием вторичных методов. Третичные методы добычи часто именуются методами повышения нефтеотдачи (МПНО). Использование МПНО обеспечивает возможность суммарного извлечения в пределах 30-60% и более начальных геологических запасов нефти.

В течение продуктивного периода коллектора могут применяться различные методы добычи нефти. Например, вначале добыча из коллектора может осуществляться первичным методом. Однако через некоторое время давление в коллекторе может упасть и потребуется применить вторичные методы добычи нефти. За периодом добычи вторичным методом может последовать использование одного из МПНОпроцессов с целью максимального увеличения добычи из коллектора. Специалистам в данной области будет, конечно, ясно, что могут иметь место и другие последовательности. Возможен, например, случай, когда этап первичной добычи исключается из-за недостаточно высокого давления в коллекторе в естественных условиях. После этапа первичной добычи может быть применен, в качестве альтернативы или дополнения, МПНО-процесс, и в этом случае данный процесс будет классифицироваться как добыча нефти вторичным методом. В отличие от этого, МПНО-процесс, выполненный по завершении этапа вто- 2 029719

ричной добычи, рассматривается как третичный МПНО-процесс.

Сущность изобретения

Одной из целей настоящего изобретения является создание усовершенствованного способа определения смачиваемости пористой среды, насыщенной флюидом, такой как порода пласта-коллектора, содержащая в своих порах нефтяную и водную фазы. Также целью настоящего изобретения является создание способа определения изменений свойств смачиваемости коллектора, в частности до, во время и/или после применения процессов вторичного или третичного извлечения нефти.

В настоящем изобретении предлагается компьютерно-реализуемый способ определения свойств смачиваемости флюидсодержащей пористой среды, включающий

получение данных измерений, являющихся характеристическими в отношении времени релаксации флюида, содержащегося в пористой среде при определенной флюидонасыщенности;

получение эталонных данных, являющихся характеристическими в отношении одной или более величин времени релаксации флюида;

вычисление, на основе различий между полученными данными измерений и полученными эталонными данными, показателя смачиваемости, являющегося характеристическим в отношении свойств смачиваемости пористой среды при определенной флюидонасыщенности.

Данный способ также включает

получение нескольких блоков данных измерений, каждый из которых является характеристическим в отношении времени релаксации флюида, содержащегося в пористой среде:

1) в различные моменты времени,

2) в различных точках этой пористой среды или

3) на различных этапах до, после и/или во время выполнения процессов первичного, вторичного или третичного извлечения нефти;

вычисление показателя смачиваемости соответственно для каждого из упомянутых блоков данных измерений;

вычисление, на основе сравнения вычисленных показателей смачиваемости, коэффициента изменения показателя смачиваемости, являющегося характеристическим в отношении изменения свойств смачиваемости пористой среды.

Указанный выше способ определения свойств смачиваемости позволяет выделить определенные факторы (такие как флюидонасыщенность и микроскопическое распределение, структура порового пространства, минералогический состав пород и распределение парамагнитных примесей на поверхности пор, а также состав нефти) из ЯМР-распределения времени релаксации и учесть в показателе смачиваемости и коэффициенте изменения показателя смачиваемости такие факторы, как степень охвата поверхности и сродство к поверхности.

С помощью этого способа можно также раздельно оценить вклад в смачиваемость степени охвата поверхности и сродства к поверхности.

В предпочтительном варианте осуществления коэффициент изменения показателя смачиваемости можно использовать для оценки изменения смачиваемости в МПНО-процессах путем сравнения степени охвата поверхности и сродства к поверхности для процессов вторичного и третичного извлечения нефти.

Кроме того, данный способ может включать этап получения параметрических данных, характеризующих параметры, относящиеся к размеру пор, капиллярному давлению, флюидонасыщенности пористой среды и/или высоты на уровнем зеркала свободной воды в пористой среде, с целью вычисления показателя смачиваемости как функции этих параметров.

Различные точки пористой среды, упомянутые выше, могут относиться к первой и второй скважинам, проходящим сквозь пористую среду, причем вычисленный коэффициент изменения показателя смачиваемости характеризует изменение свойств смачиваемости пористой среды между обеими этими скважинами.

Флюид, находящийся в пористой среде, может содержать по меньшей мере две несмешиваемые компоненты, или фазы, а показатель смачиваемости можно вычислить по меньшей мере для одной из этих компонент, или фаз, флюида.

Эталонные данные могут содержать результаты одного или более измерений времени релаксации, выполненных на:

1) образце пористой среды, насыщенной единственной водной фазой,

2) образце пористой среды, насыщенной единственной нефтяной фазой,

3) образцах водной фазы и/или нефтяной фазы в свободном объеме, соответствующих фазам, содержащимся в этой пористой среде.

В процессе применения описанного выше способа определения свойств смачиваемости на ЯМРспектрах были обнаружены сигналы с характерными признаками смешанной смачиваемости после заводнения. Эти характерные признаки заключаются в том, что пиковое значение времени релаксации Т₂ после заводнения превышает любую компоненту времени релаксации Т₂ для нефти в свободном объеме и полностью водонасыщенного цилиндрического образца, вырезанного из керна, но меньше времени релаксации для воды в свободном объеме. Эти ЯМР-спектры с сигналами, характерными для смешанной

- 3 029719

смачиваемости, могут быть использованы для идентификации свойств смешанной смачиваемости в пористой среде, содержащей несколько компонент, или фаз, флюида.

Данный способ может, кроме того, включать нормализацию данных измерений на основе эталонных данных.

Измерения времени релаксации могут представлять собой измерения времени спин-спиновой (поперечной) релаксации, выполняемые с помощью ЯМР-спектроскопии.

Пористая среда может представлять собой пласт породы-коллектора, образец этой породы или модель этой породы.

Кроме того, в настоящем изобретении предлагается система для определения свойств смачиваемости флюидсодержащей пористой среды, содержащая

средство получения данных, предназначенное для получения данных измерений, являющихся характеристическими в отношении времени релаксации флюида, содержащегося в пористой среде при определенной флюидонасыщенности;

средство получения данных, предназначенное для получения эталонных данных, являющихся характеристическими в отношении одной или более величин времени релаксации флюида;

компьютерно-реализуемое средство, предназначенное для вычисления, на основе различий между полученными данными измерений и полученными эталонными данными, показателя смачиваемости, являющегося характеристическим в отношении свойств смачиваемости пористой среды при определенной флюидонасыщенности.

Кроме того, данная система может содержать

средство получения данных, предназначенное для получения нескольких блоков данных измерений, каждый из которых является характеристическим в отношении времени релаксации флюида, содержащегося в пористой среде:

1) в различные моменты времени,

2) в различных точках этой пористой среды или

3) на различных этапах до, после и/или во время выполнения процессов первичного, вторичного или третичного извлечения нефти;

компьютерно-реализуемое средство, предназначенное для вычисления показателя смачиваемости соответственно для каждого из упомянутых блоков данных измерений;

компьютерно-реализуемое средство, предназначенное для вычисления, на основе сравнения вычисленных показателей смачиваемости, коэффициента изменения показателя смачиваемости, являющегося характеристическим в отношении изменения свойств смачиваемости пористой среды.

В изобретении может также использоваться сравнение процессов вторичного и третичного извлечения нефти, применяемых к пористой среде, значительно насыщенной флюидом и содержащей нефтяную фазу и водную фазу, включающее:

(а) получение первого образца пористой среды, в порах которого содержится известный начальный объем нефтяной фазы;

(б) измерение времени релаксации для флюида внутри первого образца;

(в) применение к первому образцу процесса вторичного извлечения нефти;

(г) измерение времени релаксации для флюида, оставшегося внутри первого образца после выполнения процесса вторичного извлечения нефти;

(д) получение второго образца пористой среды, в порах которого содержится, по существу, такой же известный начальный объем нефтяной фазы;

(е) измерение времени релаксации для флюида внутри второго образца;

(ж) применение ко второму образцу процесса третичного извлечения нефти либо применение к первому образцу процесса третичного извлечения нефти после этапа (г) и без выполнения этапов (д) и (е);

(з) измерение времени релаксации для флюида, оставшегося внутри второго образца или первого образца после выполнения процесса третичного извлечения нефти;

(и) использование результатов измерений времени релаксации для вычисления коэффициента изменения показателя смачиваемости для нефтяной или водной фазы и выполнения посредством этого сравнения процессов вторичного и третичного извлечения нефти.

Данный процесс может быть реализован в условиях окружающей среды, существующих в лаборатории. В альтернативном варианте он может быть реализован в условиях коллектора или в этих условиях, смоделированных в лаборатории.

Пористая среда может представлять собой породу, в предпочтительном варианте - породу из нефтегазоносного пласта (породу-коллектор) или ее модель. Типичные породы-коллекторы включают осадочные породы, такие как обломочные осадочные породы и карбонаты.

Каждый из образцов пористой среды может представлять собой цилиндр, вырезанный из керна. В предпочтительном варианте используется несколько таких цилиндров, которые вырезаются из керна непосредственно друг за другом, в связи с чем предполагается, что они обладают схожими свойствами применительно к породе, из которой они состоят. Такие цилиндрические образцы называют "родствен- 4 029719

ными" (в англоязычной литературе они именуются "сестринскими цилиндрическими образцами" - 8181ег р1и§8).

В альтернативном варианте каждый из образцов можно искусственно создать в лаборатории, включив, например, в состав всех образцов слой песка, моделирующий пласт.

Водная фаза может включать рассол, пресную воду, слабоминерализованную воду или морскую воду. В предпочтительном варианте водная фаза может быть, в основном, схожа по составу с пластовой водой, связанной с коллектором. Подходящая водная фаза может быть приготовлена в лабораторных условиях. Так, водная фаза может представлять собой солевой раствор, включающий пластовую воду или синтезированную пластовую воду.

Если в качестве пористой среды выступает порода, извлеченная из пласта, в котором осуществляется первичная добыча, то пластовая вода может представлять собой реликтовую воду, т.е. воду, первоначально находившуюся в пласте. Реликтовая вода может содержать растворенные твердые вещества в широком диапазоне их общей концентрации (ОКРТВ), например 100-100000 миллионных долей (ррт), допустим, около 35000 ррт. Если в качестве пористой среды выступает порода, извлеченная из пласта, в котором осуществляется вторичная добыча, то пластовая вода может представлять собой смесь реликтовой воды и воды, закачанной в пласт в процессе вторичной добычи, например морской воды, слабоминерализованной воды, воды из водоносных горизонтов, поверхностной воды из рек или озер либо подтоварной воды. Морская вода имеет, как правило, ОКРТВ в районе 35000 ррт.

Нефтяная фаза может включать нефть, содержащую газообразные пластовые флюиды, товарную нефть, приведенную к нормальным условиям (не содержащую растворенного газа и часто именуемую "мертвой нефтью"), а также керосин и другие продукты нефтепереработки.

Процесс вторичного извлечения нефти может включать эксперимент по заводнению и/или эксперимент по пропитке. В обоих этих экспериментах может использоваться солевой раствор. Этот раствор может, как правило, содержать морскую воду, слабоминерализованную воду, воду из водоносных горизонтов, поверхностную воду, реликтовую воду, пластовую воду или аналоги всего перечисленного, приготовленные в лабораторных условиях.

Процессы третичного извлечения нефти могут включать заводнение с использованием воды с низким содержанием солей, закачку флюида со специально подобранными присадками (одной или более), например микроорганизмами, химическими реагентами, например полимерами, щелочами или поверхностно-активными веществами, тепловые методы, например закачку горячей воды или пара либо внутрипластовое горение, и закачку газа, например смешивающихся/несмешивающихся газов, таких как углекислый газ, углеводородный газ или газообразный азот.

При проведении заводнения с использованием воды с низким содержанием солей выполняется закачка в пористую среду водного раствора с заданной ОКРТВ и/или с заданной концентрацией многовалентных катионов. Как правило, заданная ОКРТВ может составлять менее 10000 ррт, в предпочтительном варианте - менее 8000 ррт, например в диапазоне 500-5000 ррт. Ясно, что водный раствор, подлежащий закачке ("закачиваемая вода"), может быть выбран таким образом, что он будет содержать меньше многовалентных катионов, чем имеется в водной фазе ("резидентной фазе "), заключенной в пористой среде. Например, отношение содержания многовалентных катионов в закачиваемой воде к содержанию многовалентных катионов в резидентной фазе составляет в предпочтительном варианте менее 0,9, в более предпочтительном варианте - менее 0,8, в отдельных случаях - менее 0,5.

Если процесс третичного извлечения нефти включает закачку флюида со специально подобранными присадками (одной или более), то этот флюид может представлять собой водный раствор, в котором каждая из добавок может присутствовать в концентрации менее 10000 ррт, например в диапазоне 1006000 ррт, в предпочтительном варианте - 200-5000 ррт.

Подходящие микроорганизмы могут включать бациллы, клостридии, псевдомонады, бактерии, разлагающие углеводороды, и денитрифицирующие бактерии.

Подходящие химические реагенты могут включать полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочные материалы или комбинацию перечисленного.

В предпочтительном варианте время релаксации может быть измерено с помощью ЯМРспектроскопии.

В предпочтительном варианте время релаксации может представлять собой время спин-спиновой (поперечной) релаксации Т₂. В альтернативном варианте время релаксации может представлять собой время спин-решеточной (продольной) релаксации Т₁.

В предпочтительном варианте способ может включать этап нормализации измерений на основе результатов измерений, полученных для пористого образца, который может быть насыщен единственной фазой, например водой или нефтью.

В предпочтительном варианте способ может включать получение эталонных данных или проведение калибровочных измерений времени релаксации для образцов водной и/или нефтяной фазы в свободном объеме.

Может также осуществляться процесс оценки изменения смачиваемости пористого и проницаемого нефтегазоносного пласта в области, расположенной вокруг проходящей сквозь этот пласт скважины,

- 5 029719

включающий:

(I) размещение скважинного прибора ЯМР-каротажа в скважине на глубине, соответствующей интервалу нефтегазоносного пласта;

(II) измерение времени релаксации для флюида, находящегося внутри нефтегазоносного пласта;

(III) в одном из вариантов осуществления извлечение скважинного прибора ЯМР-каротажа из скважины;

(IV) закачка флюида в нефтегазоносный пласт в рамках процесса вторичного или третичного извлечения, или МПНО-процесса, в течение такого периода времени, за который известный объем порового пространства будет заполнен флюидом полностью или частично;

(V) в одном из вариантов осуществления: закрытие скважины на некоторое время;

(VI) возврат скважины в эксплуатацию и извлечение закачанных флюидов с возможным регенерированием последних;

(VII) повторное размещение, в случае необходимости и после извлечения закачанных флюидов, скважинного прибора ЯМР-каротажа в скважине приблизительно на той же глубине, что и раньше;

(VIII) измерение времени релаксации для флюида, находящегося внутри нефтегазоносного пласта;

(IX) в одном из вариантов осуществления: повторное выполнение этапов (ТУИУШ) с извлекаемым флюидом, отличным от флюида, первоначально использованного на стадии (IV).

В предпочтительном варианте процесс может быть осуществлен повторно в одном или более случаев для измерения изменений свойств смачиваемости пласта, например до, во время и/или после применения процессов вторичного и/или третичного извлечения нефти.

Процесс, соответствующий данному аспекту, может быть, как правило, реализован в нагнетательной скважине, эксплуатационной скважине, испытательной скважине и/или вновь пробуренной скважине.

В одном из вариантов он может быть скомбинирован с испытанием химическими индикаторами в одиночной скважине (ХИОС), предназначенным для измерения нефтенасыщенности (остаточной нефтенасыщенности) в условиях залегания после выполнения процессов вторичного или третичного извлечения, или МПНО-процессов.

Если процесс, соответствующий данному аспекту, комбинируется с испытанием ХИОС, то в этот процесс вносятся изменения посредством использования флюида на водной основе (закачиваемого флюида). Закачка флюида на водной основе осуществляется двумя порциями, первая из которых меньше второй. Первая порция закачиваемого флюида на водной основе маркируется активным химическим индикатором, например сложным эфиром, таким как уксусноэтиловый эфир, который в период закрытия скважины вступает в реакцию с водой, в результате которой образуется индикатор-продукт (например, этиловый спирт), который фактически не растворяется в нефтяной фазе, заключенной в порах продуктивного пласта. Возможен вариант осуществления, в котором и первая, и вторая порции закачиваемого флюида на водной основе маркируются неразделяющим индикатором (индикатором материального баланса), например изопропиловым спиртом. Количества второй порции закачиваемого флюида на водной основе, используемого на стадии (IV), обычно бывает достаточно для вытеснения первой порции закачиваемого флюида на водной основе на радиальное расстояние по меньшей мере 5 футов, например 5-15 футов, от ствола скважины. Закрытие скважины на стадии (V) является важным для обеспечения образования регистрируемого (поддающегося измерению) количества индикатора-продукта. Как правило, скважину закрывают на период от одного до десяти дней. Превращение активного индикатора в индикатор-продукт (например, превращение сложного эфира в спирт) обычно происходит в пределах 10-50%. По завершении периода закрытия скважину возвращают в эксплуатацию и периодически производят отбор проб извлекаемого флюида с немедленным последующим анализом на содержание непрореагировавшего активного индикатора, т.е. сложного эфира (например, уксусноэтилового эфира), индикаторапродукта, т.е. спирта (например, этилового спирта), и, в соответствующем варианте осуществления, индикатора материального баланса (например, изопропилового спирта). К моменту начала этапа возврата скважины в эксплуатацию (VI) непрореагировавший индикатор/сложный эфир и индикаторпродукт/спирт наслаиваются друг на друга на радиальном расстоянии по меньшей мере 5 футов от ствола скважины. Разделение непрореагировавшего индикатора/сложного эфира между остаточной нефтяной фазой и подвижной водной фазой приводит к задержке выхода сложного эфира в пределах приращения объема, непосредственно зависящего от остаточной нефтенасыщенности. Задержки выхода индикатора/спирта, однако, не происходит, и его поток движется обратно в скважину почти с такой же скоростью, что и вода. Поскольку спирт не задерживается в неподвижной нефтяной фазе, он выходит раньше, чем непрореагировавший индикатор/сложный эфир (например, уксусноэтиловый эфир), что имеет следствием разнос значений пиковых концентраций индикатора-продукта/спирта и непрореагировавшего индикатора/сложного эфира. После этого вычисляют остаточную нефтенасыщенность, используя величину разноса между этими индикаторами. Таким образом, результаты испытания ХИОС для пластов с высокой остаточной нефтенасыщенностью показывают значительный разнос между индикаторомпродуктом/спиртом и активным индикатором/сложным эфиром, тогда как результаты этого испытания для пластов с низкой остаточной нефтенасыщенностью показывают небольшой разнос между индикато- 6 029719

ром-продуктом/спиртом и активным индикатором/сложным эфиром. Индикатор материального баланса, используемый в альтернативном варианте осуществления, обеспечивает интерпретацию результатов испытания в том случае, когда в реакции участвует все количество индикатора/сложного эфира или когда часть последнего удаляется из извлекаемого флюида на водной основе посредством газа, выделяющегося из флюида, или газа, используемого при газлифтной эксплуатации скважин. Изменение показателя смачиваемости, определяемое с помощью измерений времени релаксации, проводимых на стадии (VIII), может быть сопоставлено с остаточной нефтенасыщенностью, определенной в ходе испытания ХИОС.

Испытания ХИОС описаны более подробно, например, в статье "Испытания химическими индикаторами, проводимые в сложных поровых системах в одиночной скважине", Динз Х.А. (Исайе Н.А.) и Карлайл К.Т. (СагППс С.Т.), № 14886 δΡΕ/ΌΟΕ, представленной на пятом симпозиуме по методам повышения нефтеотдачи пластов в Талсе, США, 20-23 апреля 1986 г.

Кроме того, может также осуществляться процесс оценки изменения смачиваемости пористого и проницаемого нефтегазоносного пласта, возникающего, по меньшей мере частично, вследствие поступления бурового раствора в пласт, в области, расположенной вокруг проходящей сквозь этот пласт новой скважины, включающий:

(I) локализацию уже имеющейся скважины, проходящей сквозь нефтегазоносный или аналогичный пласт;

(II) размещение скважинного прибора ЯМР-каротажа в уже имеющейся скважине на глубине, соответствующей одному из участков нефтегазоносного пласта;

(III) измерение времени релаксации для флюида, находящегося внутри области, расположенной вокруг и вблизи уже имеющейся скважины;

(IV) бурение новой скважины, проходящей сквозь нефтегазоносный пласт, на новом участке, удаленном от уже имеющейся скважины;

(V) размещение скважинного прибора ЯМР-каротажа в новой скважине на глубине, соответствующей одному из участков нефтегазоносного пласта;

(VI) измерение времени релаксации для флюида, находящегося внутри области, расположенной вокруг и вблизи новой скважины;

(VII) сравнение результатов измерений времени релаксации, выполненных на стадиях (III) и (VI), с целью оценки изменения смачиваемости флюидом, возникающего, по меньшей мере частично, вследствие поступления бурового раствора в пласт в процессе бурения новой скважины, в области, расположенной вокруг и вблизи этой новой скважины.

Скважинный прибор ЯМР-каротажа может представлять собой устройство, спускаемое в скважину на тросе, или устройство для проведения каротажа в процессе бурения.

Как правило, уже имеющаяся скважина представляет собой скважину для добычи углеводородов, введенную в эксплуатацию, так что в области вблизи этой скважины присутствуют углеводородные флюиды.

Можно пробурить несколько новых скважин, используя во всех случаях буровые растворы (например, на углеводородной основе), различающиеся по составу, например содержащие поверхностноактивные вещества и/или другие присадки, с целью сравнения влияния бурового раствора на смачиваемость пласта.

По получении промысловых данных в достаточном объеме можно подобрать более подходящий буровой раствор для каждой последовательно пробуриваемой новой скважины.

В настоящем изобретении может также осуществляться процесс отслеживания старения образца пористой среды, насыщенной флюидом, находящимся внутри порового пространства этой среды и содержащим по меньшей мере две несмешиваемые компоненты, или фазы, по меньшей мере одна из которых представляет собой жидкость, включающий:

(I) выполнение первого измерения распределения времени релаксации флюида внутри пористой среды;

(II) выполнение, через некоторый промежуток времени, второго измерения распределения времени релаксации флюида внутри пористой среды;

(III) выполнение одного или более дальнейших измерений распределения времени релаксации флюида внутри пористой среды через последовательные промежутки времени, пока распределение времени релаксации не станет в значительной степени неизменным при переходе от одного измерения к следующем, что указывает на полное или по меньшей мере приемлемое старение образца.

В предпочтительном варианте две компоненты, или фазы, могут представлять собой водную фазу и нефтяную фазу.

Образец пористой среды может представлять собой керновый образец, например отобранный из породы, такой как порода-коллектор или аналогичной ей. В альтернативном варианте он может представлять собой слой песка, моделирующий пласт, или аналогичную структуру, подготавливаемую, как правило, в лаборатории.

Измерения времени релаксации можно проводить через одинаковые или неодинаковые промежутки на протяжении некоторого периода времени. Количество, частота и регулярность проводимых измере- 7 029719

ний, а также период, в течение которого они выполняются, могут зависеть от множества факторов, включая природу пористой среды и состав флюида. Например, измерения времени релаксации могут выполняться раз в день или в несколько дней.

В предпочтительном варианте осуществления время релаксации можно измерять с помощью ЯМРспектрометра.

В предпочтительном варианте осуществления время релаксации может представлять собой время поперечной (спин-спиновой) релаксации.

После старения образец пористой среды можно использовать в дальнейших испытаниях или экспериментах.

Может также осуществляться процесс определения характеристик распределения смачиваемости в коллекторе в масштабе порового пространства и в масштабе месторождения, т.е. смачиваемость определяется как функция размера пор и уровня зеркала свободной воды в коллекторе.

Краткое описание чертежей

Для более полного понимания изобретения ниже приводится его описание (только на примере) со ссылками на приложенные чертежи, на которых показано:

фиг. 1-1 - распределения времени релаксации Т2 вырезанных из керна цилиндрических образцов № 156 и 157 при 100%-й водонасыщенности;

фиг. 1-2 - распределение начальной водонасыщенности (8_Ж1) как функции размера (г) пор при различных значениях капиллярного давления, вычисленной на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор;

фиг. 1-3 - распределение начальной водонасыщенности (8_Ж1) как функции времени релаксации при различных значениях капиллярного давления, вычисленной на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор;

фиг. 1-4 - распределение объема воды как функции размера (г) пор при 100%-й водонасыщенности (8„=1) и при начальной водонасыщенности (8_Ж1=0,2) для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156 при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм (ρδί), вычисленного на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор;

фиг. 1-5 - распределение начального объема нефти как функции размера (г) пор при начальной нефтенасыщенности (8_О1=0,2) для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156 при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм, вычисленного на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор;

фиг. 1-6 - распределение объема воды как функции размера (г) пор при 100%-й водонасыщенности (8„=1) и при начальной водонасыщенности (8_Ж1=0,2) для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм, вычисленного на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор;

фиг. 1-7 - распределение начального объема нефти как функции размера (г) пор при начальной нефтенасыщенности (8_О1=0,2) для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм, вычисленного на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор;

фиг. 1-8 - начальная нефтенасыщенность как функция размера (г) пор при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм, соответствующем общей начальной нефтенасыщенности 0,8 для родственных образцов № 156 и 157, вычисленная на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор;

фиг. 1-9 - распределения времени релаксации Т₂ для нефти в свободном объеме и для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156 при различной флюидонасыщенности;

фиг. 1-10 - распределения времени релаксации Т2 для нефти в свободном объеме и для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 при различной флюидонасыщенности;

фиг. 1-11 - показатель смачиваемости для нефтяной фазы как функция размера (г) пор после старения при начальной нефтенасыщенности и капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156;

фиг. 1-12 - показатель смачиваемости для нефтяной фазы как функция размера (г) пор после старения при начальной нефтенасыщенности и капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157;

фиг. 2-1 - распределения времени релаксации Т₂ для вырезанных из керна родственных цилиндрических образцов после заводнения тремя солевыми растворами с различным содержанием солей;

фиг. 3-1 - начальная водонасыщенность (8_Ж1) как функция времени релаксации Т₂ для вырезанных из керна цилиндрических образцов, подвергавшихся воздействию с использованием методов повышения нефтеотдачи с помощью микроорганизмов (МПНОМ), при капиллярном давлении 100 фунтов/кв.дюйм;

фиг. 3-2 - начальная водонасыщенность (8_Ж1) как функция радиуса (г) тела пор для вырезанных из керна цилиндрических образцов, подвергавшихся воздействию с использованием МПНОМ, при капиллярном давлении 100 фунтов/кв.дюйм;

фиг. 3-3 - распределение объема воды как функции радиуса (г) тела пор при 100%-й водонасыщен- 8 029719

ности (δ^=1) и при начальной водонасыщенности (8^==0,28);

фиг. 3-4 - распределения времени релаксации Т₂ для нефти в свободном объеме и для цилиндрических образцов с различной флюидонасыщенностью, вырезанных из керна для проведения эксперимента с использованием МПНОМ;

фиг. 4-1 - экспериментальная установка для проведения пропитки солевым раствором первого песчаного модельного образца наряду с воздействием с использованием МПНОМ на второй песчаный модельный образец;

фиг. 4-2 - распределения Т₂ в экспериментах по пропитке солевым раствором, проведенных на первом песчаном модельном образце;

фиг. 4-3 - распределения Т₂ в экспериментах с использованием МПНОМ, проведенных на втором песчаном модельном образце;

фиг. 4-4 - график сравнения распределений Т2 для первого песчаного модельного образца после пропитки солевым раствором и второго песчаного модельного образца после использования МПНОМ;

фиг. 4-5 - график, показывающий изменение коэффициента извлечения нефти со временем для первого и второго песчаных модельных образцов;

фиг. 4-6 - распределения Т₂ для песчаного модельного образца со 100%-м насыщением солевым раствором, песчаного модельного образца со 100%-м насыщением инокулятом и песчаного модельного образца, насыщенного инокулятом, после старения в течение шести дней.

Подробное описание осуществления изобретения

В насыщенном флюидом поровом пространстве внутри породы можно выделить две области, а именно поверхностную область и объемную область. Поверхностная область представляет собой сравнительно тонкий слой толщиной, например, не более чем в несколько молекул, определяющий внутреннюю поверхность пор. Объемная область включает остальную часть внутреннего объема пор.

Было установлено, что время релаксации молекулы в поверхностной области обычно значительно меньше времени релаксации молекулы внутри объемной области. Не рассматривая теоретические аспекты, можно отметить, что это может быть следствием воздействия на молекулы в поверхностной области парамагнитных центров, находящихся в стенках пор. В случае протонной (¹Н) ЯМР-спектроскопии это может быть также частично обусловлено пониженной скоростью вращения протонов водорода на поверхности породы.

В пористых породах-коллекторах диаметр пор обычно составляет менее 100 мкм. Поэтому объемная область может занимать сравнительно небольшую часть отдельной поры.

На время спин-спиновой релаксации для флюида в поре могут оказывать влияние три вносящих свой вклад механизма релаксации: (I) релаксация флюида в объемной области, (II) релаксация флюида в поверхностной области и (III) релаксация, обусловленная самодиффузией флюида в присутствии градиента приложенного магнитного поля. Выделить относительные вклады этих трех механизмов бывает, как правило, затруднительно, особенно в случаях, когда флюид содержит более одной фазы, например водную фазу и нефтяную фазу.

В случае исследования флюидонасыщенной среды с помощью ЯМР-спектроскопии в слабых полях с коротким временем задержки эхо-сигнала, используемой, например, для ЯМР-каротажа на нефтяных месторождениях, можно предположить, что вклад самодиффузии во время спин-спиновой релаксации является пренебрежимо малым, поскольку пренебрежимо малой является молекулярная диффузия в присутствии градиентов внутреннего магнитного поля.

Таким образом, для 100%-й водонасыщенности пористой среды (при Л=1) обратная величина времени спин-спиновой релаксации (Т2) водной фазы в поре в предельных условиях быстрой диффузии может быть представлена следующим выражением:

(О

В уравнении (1) Т_2>^₁ представляет собой время спин-спиновой релаксации полностью водонасыщенной породы, р₂_\₃ - спин-спиновую релаксивность водной фазы, Т_2В,^ - время объемной спинспиновой релаксации водной фазы, А - площадь поверхности пор внутри пористой среды и V - объем порового пространства.

Водная фаза обычно содержит реликтовую воду, пластовую воду и т.п.

В случае 100%-й водонасыщенности пористой среды уравнение (1) часто можно аппроксимировать, пренебрегая членом, описывающим объемную релаксацию. Это можно сделать, поскольку время релаксации воды внутри пористой породы-коллектора значительно короче времени релаксации воды в свободном объеме. Следовательно:

(2)

Отношение ν/А можно использовать для измерения размера пор с помощью следующего уравнения:

(3)

- 9 029719

где к - геометрическая постоянная, зависящая от формы пор и равная 1, 2 и 3 соответственно для плоских пор, или трещин, цилиндрических и сферических пор, а г - половина апертуры поры в случае плоских пор, или трещин, и радиус тела поры в случае цилиндрических и сферических пор.

В модели пористой среды, где используются понятия тела и устья пор, отношение размеров тела и устья пор обозначается через ВТК (от англ. Вобу-1о-ТЬгоа1 Кабо) и определяется как:

(4)

втк = — к

где г - радиус тела поры, соединенной с телом другой поры посредством устья с радиусом К.

ВТК можно определить, например, путем сравнения распределения размеров устья пор, полученного в результате экспериментов по закачке ртути, и распределения размеров тела пор, полученного посредством ЯМР-исследования спада намагниченности, обусловленного диффузией протонов в неоднородном внутреннем магнитном поле (ΌΌΙΕ - от англ. Эееау бие Ιο ΙΕΗϊιχίοη ίη 1п1егпа1 Е1е1б), или с помощью анализа микрошлифов породы, проводимого на электронном микроскопе.

Наиболее общеупотребительным методом измерения времени релаксации Т₂ является метод ЯМР с получением последовательности импульсов Карра-Перселла-Мейбума-Гилла (КПМГ). Эта последовательность импульсов включает 90°-е импульсы, за которыми следует серия из т 180°-х импульсов, и после каждого 180°-го импульса генерируется эхо-сигнал, в результате чего образуется группа из т эхосигналов (где т - целое число). Временной интервал между соседними 180°-ми импульсами представляет собой время появления эхо-сигнала - ТЕ.

Для простого свободного объема флюида, подобного воде, амплитуда эхо-сигнала убывает как одноэкспоненциальная функция времени появления этого сигнала и определяется выражением:

Л/(7йЕЕ) = ЛТ(О)ехр(-7дГЕ/Г_2Д(У) (5)

где М(тТЕ) - поперечная намагниченность, а М(0) - амплитуда сигнала, соответствующая начальной поперечной намагниченности.

Пористая среда, содержащая флюид (например, воду), обычно включает поры в широком диапазоне размеров. Поэтому полный ЯМР-сигнал представляет собой сумму сигналов от флюидов, заключенных во всех отдельных порах пористой среды. При проведении КПМГ-измерения поперечной намагниченности он определяется выражением, характеризующим мультиэкспоненциальное затухание:

М(тТЕ) = 4 ехр /=1

(6)

^[2./ ;

где Л; - амплитуда сигнала ι-той компоненты с характеристическим временем релаксации Т₂д.

Применение обратного преобразования Лапласа к данным согласно уравнению (6) дает распределение времени релаксации Т₂. С помощью уравнения (3) можно осуществить (в предельных условиях быстрой диффузии и режиме слабой диффузионной связи) линейное преобразование распределения Т2 в распределение по размеру пор.

Сумма амплитуд (Л_;) сигналов от всех (п) компонент равна амплитуде сигнала, соответствующей

начальной поперечной намагниченности:

п

Σα,=Μ(Ρ) (7)

(=1

Амплитуда (А) сигнала прямо пропорциональна доле объема порового пространства ι-той компоненты с временем релаксации Т₂,.

Процесс анализа кернов часто начинается с очистки растворителем цилиндрических образцов, вырезанных из керна, отобранного в породе-коллекторе, до получения состояния сильной гидрофильности. В ходе процесса первичного дренирования (для моделирования перемещения нефти), например, в условиях проводимого в лаборатории эксперимента по определению капиллярного давления при вытеснении, осуществляется уменьшение насыщенности первоначально полностью насыщенного водой цилиндрического образца путем вытеснения воздухом или нефтью с использованием методов пористой пластинки или центрифугирования. Например, при использовании метода пористой пластинки, в котором вода вытесняется воздухом или газообразным азотом, после того как приложенное давление вытеснения уравновешивается с целью фиксации капиллярного давления (Р_с), можно определить остаточную водонасыщенность, измеряя количество воды, полученной из цилиндрического образца. Если приложенное давление превышает пороговое значение для данной поры, то воздух или газообразный азот проникают в пору и занимают ее центральную часть, а остаток воды слоем покрывает поверхность поры. Если же приложенное давление не превышает порогового значения для поры, то она остается полностью водонасыщенной. Согласно уравнению Янга-Лапласа для системы вода-воздух или вода-азот с нулевым углом контакта, зависимость между капиллярным давлением (Р_с) и предельной величиной радиуса (К₁) цилиндрического устья поры, остающейся полностью водонасыщенной, имеет вид:

2σ

К,

(8)

где σ - межфазное, или поверхностное, натяжение, составляющее 72 мН/м для системы воздух-вода.

- 10 029719

Кривая капиллярного давления при первичном дренировании в случае нефтеносного коллектора определяет начальное насыщение водой и нефтью над уровнем водонефтяного контакта. В процессе перемещения нефти капиллярное давление уравновешивается гравитационными силами, возникающими из-за разницы в плотности между водой и нефтью в состоянии равновесия. Поэтому распределение флюида как функция высоты над уровнем зеркала свободной воды (Н) имеет вид:

Р_с=^-р_о)§н (9)

где Р_с - капиллярное давление, р« и р_о - соответственно плотности водной и нефтяной фаз в коллекторе, д - ускорение силы тяжести и Н - высота над уровнем зеркала свободной воды в коллекторе.

Согласно уравнениям (4) и (3), при пороговом значении капиллярного давления соответствующие величины максимального радиуса (г₁) тела полностью водонасыщенной поры и порогового значения времени Т_2д спин-спиновой релаксации водной фазы связаны с пороговым значением радиуса устья поры (К₁) выражениями:

При вытеснении водной фазы несмачивающей фазой (газом или нефтью) тела пор остаются полностью водонасыщенными, если приложенное давление не превышает пороговых значений капиллярного давления в этих телах пор. Если приложенное давление превышает пороговое значение капиллярного давления тела данной поры, то несмачивающая фаза проникает в тело этой поры через устье связанной с ней поры и занимает центральную часть тела поры, а остаток водной фазы образует слой на поверхности стенок поры. При пороговом значении капиллярного давления предполагается, что толщина слоя остаточной водной фазы в телах пор, занятых несмачивающей фазой (воздухом или нефтью), равна пороговому значению радиуса К₁ устья поры. Для вычисления начальной водонасыщенности в процессах вытеснения в модели тела и устья пор предполагается, что объемом устья пор можно пренебречь по сравнению с объемом тела пор.

Следовательно, в процессах вытеснения можно определить начальную водонасыщенность как функцию радиуса тела пор (г), капиллярного давления (Р_с) и коэффициента формы пор (к):

при г>г_{ или =1 при Г < Г{.

(12а)

Здесь, как упоминалось выше, к равен соответственно 1, 2 и 3 для плоских пор, или трещин, цилиндрических пор и сферических пор. Физическим граничным условием для является 0<8_Ш< 1.

Для двухфазной системы из воды и нефти можно определить начальную нефтенасыщенность (3_О;) как функцию радиуса тела пор (г), капиллярного давления (Р_с) и коэффициента формы пор (к):

·2σ//>

8_о/г,Р_с,к) =

при Г>Г₍ ИЛИ δθί =0 При Г < Г{.

(12Ь)

Подстановка уравнений (3) и (11) в уравнение (12а) дает выражение для начальной водонасыщенности как функции времени Т₂,^₁ спин-спиновой релаксации, капиллярного давления (Р_с) и коэффициента формы пор (к) при полностью водонасыщенных телах пор:

Для двухфазной системы из воды и нефти можно определить начальную нефтенасыщенность 8_О| как функцию времени Т₂,^₁ спин-спиновой релаксации, капиллярного давления (Р_с) и коэффициента формы пор (к):

Используя в качестве примера модель со сферической формой пор, где к=3, можно упростить уравнения (12а), (12Ь), (13а) и (13Ь) соответственно до уравнений (14а), (14Ъ), (15а) и (15Ъ):

С κ р / та. А з

А(^г) = 1- --- при г>г_{или 8^=1 при г<г_{. (14а)

_о (г-г/ВТКV _{о Л}

л_о, (^г) = I-I ^ПР^{И Γ>Γ}ι ^или £>οϊ ⁼θ при г < η.

(14Ь)

- 11 029719

Таким образом, уравнения (14а) и (15а) можно использовать для определения начальной водонасыщенности как функции размера пор и, если необходимо, как функцию времени релаксации Т₂ при различном капиллярном давлении (например, при семи различных значениях капиллярного давления), что показано соответственно на фиг. 1-2 и 1-3.

В альтернативном варианте можно смоделировать пористую среду в виде трубок правильной многоугольной формы и выполнить анализ распределения начальной водонасыщенности в масштабе порового пространства и его взаимосвязи с распределением времени релаксации Т₂ во время процесса первичного дренирования.

Применяя уравнение (2) к правильным Ν-сторонним многоугольным трубкам (где N - целое число, например 3, 4, 5 или 6), находим, что время релаксации Т₂ в соответствующем распределении для полностью водонасыщенной трубки правильной многоугольной формы прямо пропорционально апофеме (Ь) правильного многоугольника, если пренебречь объемной и диффузионной компонентами времени релаксации Т₂:

4,1 =Υ (16)

Пористые породы первоначально являются полностью водонасыщенными и сильно гидрофильными при нулевом угле контакта. При моделировании пористой среды в виде трубок правильной многоугольной формы пороговое капиллярное давление Р_с определяется выражением:

Р_о У (17)

где Ь - апофема правильного Ν-стороннего многоугольника.

В модели, где используются трубки правильной многоугольной формы, в ходе процесса первичного дренирования данная трубка может быть заполнена несмачивающей фазой (например, нефтью или воздухом), если приложенное давление едва превышает пороговое капиллярное давление, определяемое уравнением (17). Вследствие этого несмачивающая фаза занимает центральную часть поры в виде цилиндра с радиусом Ь.

С дальнейшим ростом приложенного давления все больше и больше воды вытесняется несмачивающей фазой. В результате остаточная вода сохраняется в углах порового пространства и в виде тонкой пленки, покрывающей стенки пор. Все поры малого размера, у которых пороговое давление превышает приложенное давление, не могут быть заполнены несмачивающей фазой и остаются полностью водонасыщенными, т.е.

8^=1 при Р_с<Р_сг (18)

В порах, представляющих собой трубки в форме правильного многоугольника, заполненные чивающей фазой, радиус кривизны (К_с) остаточной воды в углах порового пространства связан с лярным давлением (Р_с) выражением:

^к‘-т ⁽¹⁹⁾

несмакапилВ случае несмачивающей фазы, заполнившей поры в форме правильного Ν-стороннего многоугольника, можно пренебречь объемом тонкого покрытия в виде пленки воды на поверхности стенок пор. Поэтому можно определить начальную водонасыщенность 8щ как функцию времени релаксации Т₂,^₁, капиллярного давления (Р_с) и Ν, используя следующее уравнение:

Аналогичным образом можно определить начальную водонасыщенность 8щ как функцию размера пор (Ь), капиллярного давления (Р_с) и Ν, используя следующее уравнение:

= ~7 , при Р_С>Р<4 ИЛИ 8^=1 приР_с<Р_с1 (20Ъ)

γ Жап(л7А)/

где, как упоминалось выше, I. - апофема, а Ν - число сторон правильного Ν-стороннего многоугольника-трубки .

Для двухфазной системы из воды и нефти можно определить начальную нефтенасыщенность 8_Ο1 как функцию времени спин-спиновой релаксации (Т₂,^₁) при 100%-й водонасыщенности, капиллярного давления (Рс) и Ν:

- 12 029719

(20с)

1-при Р_С>Р_С{ или δοί⁼θ при Р_с <Р_с1

_< ^рсР2,,^Т2,^ ) I ЛНап(л-/ЛГ))

Аналогичным образом можно определить для двухфазной системы из воды и нефти начальную нефтенасыщенность 8_О| как функцию размера пор (Ь), капиллярного давления (Р_с) и Ν, используя следующее уравнение:

АгА,--Ξ-)

ЛХП ЛНап(я/А);

%(ДР_С,У) = 1

при Р_с>Р_с4 или $οί⁼θ при Р_с <Р_с1 (20ά)

Подстановка уравнения (9) в уравнения (12а), (12Ь), (13а), (13Ь), (20а), (20Ь), (20с) и (20ά) дает распределения начальной флюидонасыщенности как функции высоты (Н) над уровнем зеркала свободной воды в нефтегазоносных коллекторах.

Общую начальную водонасыщенность (8^;) можно определить из функции начальной водонасыщенности 8^(г, Р_с) с учетом размера пор (г), капиллярного давления (Р_с) и функции распределения пор по размеру А,(г):

5„< Хя-ЯШО

(21)

Экспериментально установлено, что при моделировании пористой среды в виде трубок правильной многоугольной формы в уравнении (21) можно заменить г на Ь.

Общую начальную водонасыщенность (8^;) можно аналогичным образом определить из функции начальной водонасыщенности 8^(г, Р_с) с учетом времени спин-спиновой релаксации (Т₂), капиллярного давления (Р_с) и функции распределения времени спин-спиновой релаксации А;(Т₂):

п

8_т = ^8_т(Т₂,Р_с)А/Т₂) (22)

ι=1

Для 100%-й нефтенасыщенности пористой среды обратная величина времени спин-спиновой релаксации (Т₂) нефтяной фазы в поре в предельных условиях быстрой диффузии может быть представлена следующим выражением, аналогичным уравнению (1):

¹ - ¹ пзч

_т ~ Ρϊ,Ο _ν ⁺ _т (23)

0,01 ^{У 1}2В,0

В уравнении (23) Τ₂,_Οι - время спин-спиновой релаксации полностью нефтенасыщенной породы, ρ₂,_ο - спин-спиновая релаксивность нефтяной фазы, Τ_2Β,_Ο - время объемной спин-спиновой релаксации нефтяной фазы, А - площадь поверхности пор внутри пористой среды и V - объем порового пространства.

Для крупных пор пористой среды со 100%-й нефтенасыщенностью обратная величина времени спин-спиновой релаксации (Т_2)О1)Ь) нефтяной фазы в поре в предельных условиях быстрой диффузии может быть представлена следующим выражением:

1 Ае 1

= Р2,О

(24)

V ,

2,01,Е Я '2Й,О

В уравнении (24) А_в представляет собой площадь поверхности крупных пор внутри пористой среды, а \-у - объем крупных пор.

Разработанные в настоящем изобретении модели первичной водо- и нефтенасыщенности и их пороговое капиллярное давление (Р_с1), пороговый радиус тела пор (г,) и пороговый радиус устья пор (И,), а также пороговое время спин-спиновой релаксации (Т₂,,), можно использовать для разбиения распределения пор по размеру на мелкие поры с начальной 100%-й водонасыщенностью и крупные поры с начальным насыщением водой и нефтью. Величина радиуса отсечки (г_с) (граничного размера поры, задерживающей частицы флюида) для мелких пор будет зависеть от ряда факторов, включающих капиллярное давление, межфазное натяжение и геометрию пор. Специалисты в данной области смогут осуществить селекцию радиуса отсечки пор для конкретного нефтегазоносного пласта, выбирая между мелкими порами со 100%-й водонасыщенностью и крупными порами с начальным насыщением водой и нефтью.

После первичного дренирования нефть заполняет крупные поры коллектора. Если проникнувшая в поры нефтяная фаза не контактирует с поверхностью стенок пор, то порода-коллектор остается смачиваемой водой, а нефтяная фаза лишь вносит объемную компоненту во время релаксации. Если нефтяная фаза начинает контактировать с поверхностью стенок пор, то начинают действовать механизмы поверхностной и объемной релаксации и протекает процесс изменения смачиваемости. После изменения смачиваемости частично нефтенасыщенной пористой среды обратная величина времени спин-спиновой релаксации (Т2) нефтяной фазы в крупной поре в предельных условиях быстрой диффузии может быть представлена следующим выражением:

О,

В уравнении (25) Т₂,_О,_Ь(8_О;) - время спин-спиновой релаксации нефтяной фазы при начальной неф- 13 029719

тенасыщенности δ_Οι частично нефтенасыщенной крупной поры, δ_Οι2 - начальная нефтенасыщенность крупной поры, заполненной нефтью, ρ₂,_Οι - спин-спиновая релаксивность нефтяной фазы при начальной нефтенасыщенности δ_Οι, Α_ΟιΗ - площадь поверхности крупной поры, контактирующей с нефтяной фазой, и - объем крупной поры.

Поскольку изменение смачиваемости происходит, в основном, в нефтесодержащих крупных порах во время процессов старения, заводнения или МПНО, можно также вывести формулу, определяющую показатели смачиваемости для крупных пор. В случае начальной нефтенасыщенности (δ_Οι) показатель смачиваемости для нефтяной фазы, заполняющей крупные поры, определяется следующим образом:

г

_1___1_

Ρι,οΑο,

(26а)

АоЛ ___1_

А,о\,ь Ав,о

где δ_Οι^ - начальная нефтенасыщенность в крупных порах, заполненных нефтяной фазой.

Настоящее изобретение предоставляет возможность определения показателей смачиваемости с помощью ЯМР на основе двух факторов, а именно доли поровой поверхности, находящейся в непосредственном контакте с флюидом, и относительной поверхностной релаксивности, представляющей собой отношение поверхностных релаксивностей при различных состояниях насыщения одной и той же пористой среды. Эта вновь определенная относительная поверхностная релаксивность исключает влияние других факторов (например, минералогического состава пород и парамагнитных примесей, присутствующих на поверхности пор) на поверхностную релаксивность и непосредственно связана со сродством между поровой поверхностью и флюидами, заключенными в поровом пространстве.

Аналогичным образом, в случае остаточной нефтенасыщенности (δ_ΟΓ) после процесса пропитки водой, заводнения и/или МПНО показатель смачиваемости для нефтяной фазы (ОТуО, заполняющей крупные поры во время процесса первичного дренирования, определяется выражением:

’ 1	1 ’	О
С.О.Л (^Ог)	т 12ΰ,Ο

1

1

(26Ь)

⁷ 2,СИЛ ¹2В,О

где 8ог,ь - остаточная нефтенасыщенность в крупных порах, заполненных нефтяной фазой, во время процесса первичного дренирования.

В случае остаточной нефтенасыщенности (δ_ΟΓ) после процесса пропитки водой, заводнения и/или МПНО показатель смачиваемости для водной фазы (ЖуО при заполнении крупных пор нефтяной фазой определяется выражением:

где - водонасыщенность при остаточной нефтенасыщенности в крупных порах, заполненных нефтью, во время процесса первичного дренирования.

Анализируя распределения времени релаксации (Т₂) в случае начальной водо- и нефтенасыщенности до и после старения керна, можно определить граничное значение времени (Т₂,_С) спин-спиновой релаксации с целью дальнейшего разбиения порового объема с нефтяной фазой на мелкие поры, где изменения смачиваемости не происходит, и крупные поры, где изменение смачиваемости происходит. В соответствии с этим, показатель смачиваемости для нефтяной фазы в крупных порах, где происходит изменение смачиваемости, определяется выражением:

Все члены в уравнении (266) используются для описания показателя смачиваемости, времени спинспиновой релаксации (Т₂) и начальной нефтенасыщенности в крупных порах, где происходит изменение смачиваемости после старения керна. Здесь Τ₂,_Ο,_Μ(δ_Οι) представляет собой время спин-спиновой релаксации нефтяной фазы при начальной нефтенасыщенности, Τ₂,_Ο1,_Μ - время спин-спиновой релаксации нефтяной фазы при 100%-й нефтенасыщенности, а δ_Οι,_Μ - начальную нефтенасыщенность в крупных порах, заполненных нефтяной фазой, где происходит изменение смачиваемости после старения керна.

В случае начальной нефтенасыщенности (δ_Οι) показатель смачиваемости для нефтяной фазы как функции радиуса пор (г) и капиллярного давления (Р_С) определяется выражением:

- 14 029719

Экспериментально установлено, что при моделировании пористой среды в виде трубок правильной многоугольной формы в уравнении (27) можно заменить г на Ь.

Подстановка уравнения (12Ь) в уравнение (27) дает выражение, определяющее показатель смачиваемости (^1) для нефтяной фазы как функцию размера пор (г) и капиллярного давления (Р_с) в модели, где используются понятия тела и устья пор:

г < η (28а)

Подстановка уравнения (13Ь) в уравнение (27) дает выражение, определяющее показатель смачиваемости (^1) для нефтяной фазы как функцию времени спин-спиновой релаксации (Т₂) и капиллярного давления (Р_с) в модели, где используются понятия тела и устья пор:

1 1

2σ

т₀,(т_г,р_с

при Τ_2;χνι>Τ_2ί или

^2.010 ^2;

λνίοί—Ο при Τ₂ ψι<Τ₂ι (28Ъ)

Подстановка уравнения (20с) в уравнение (27) дает выражение, определяющее показатель смачиваемости (^1) для нефтяной фазы как функцию времени спин-спиновой релаксации (Т₂) и капиллярного давления (Р_с) в модели, где используются Ν-сторонние трубки правильной многоугольной формы:

Подстановка уравнения (20ά) в уравнение (27) дает выражение, определяющее показатель смачиваемости (^1) для нефтяной фазы как функцию размера пор (Ь) и капиллярного давления (Р_с) в модели, где используются Ν-сторонние трубки правильной многоугольной формы:

Подстановка уравнения (9) в уравнения (27), (28а), (28Ь), (29а) и (29Ь) дает выражения, определяющие показатель смачиваемости как функцию высоты (Н) над уровнем зеркала свободной воды в нефтегазоносных коллекторах.

Отмечается, что на релаксивность оказывают влияние сродство к поверхности и присутствие парамагнитных веществ на поверхности пор или вблизи нее. Специалисту в данной области будет ясно, что значения релаксивности флюидов можно получить из литературных источников, хотя точность этих значений не всегда заслуживает доверия. В качестве дополнения или альтернативы значения релаксивности можно определить экспериментально.

Представим ситуацию, в которой осуществляется отбор или приготовление двух флюидонасыщенных пористых образцов, содержащих в своих порах нефть и воду в определенной пропорции. Нефть может быть извлечена из одного из образцов с помощью процесса заводнения или пропитки солевым раствором, т.е. процесса вторичного извлечения нефти, а из второго образца - с помощью МПНО-процесса с использованием микроорганизмов или химических реагентов, т.е. процесса третичного извлечения нефти.

- 15 029719

В первом из этих двух случаев (например, при заводнении) обратная величина времени спинспиновой релаксации (Т₂) водной фазы может быть представлена следующим выражением:

- -= Р2.п—+ — (30)

В уравнении (30) Т₂,^(8_Ог1) представляет собой время спин-спиновой релаксации водной фазы при остаточной нефтенасыщенности 8_Ог1 после заводнения, р₂\ - спин-спиновая релаксивность водной фазы после заводнения, Т_2В,^₁ - время объемной спин-спиновой релаксации водной фазы, А\₁ -площадь внутренней поверхности пор, находящейся в контакте с водной фазой после заводнения, 8\₁ - значение водонасыщенности после заводнения и V -объем пор. Следует отметить, что для двухфазной системы 8\₁=(18ол).

Во втором случае (например, после МПНО-процесса с использованием микроорганизмов, именуемого в настоящем описании МПНОМ, или после МПНО-процесса с использованием химических реагентов либо закачки слабоминерализованной воды) обратная величина времени спин-спиновой релаксации (Т₂) водной фазы может быть представлена следующим выражением:

- -= + —- (31)

Ί^{5οτΊ) ^И2’^№2/5_№2 Τ_2Βΐν2

В уравнении (31) Т₂,\(8_Ог2) представляет собой время спин-спиновой релаксации водной фазы при вторичной остаточной нефтенасыщенности 8_Ог2 после МПНО-процесса, р₂,\₂ - спин-спиновая релаксивность водной фазы после МПНО-процесса, Т_2В,\₂ - время объемной спин-спиновой релаксации водной фазы, А\₂ - площадь внутренней поверхности пор, находящейся в контакте с водной фазой после МПНО-процесса, 8\₂ - значение начальной водонасыщенности и V - объем пор. Следует отметить, что для двухфазной системы 8\₂=(1-8_Ог2).

Уравнения (30) и (31) можно нормализовать на основе ситуации, описываемой приведенным выше уравнением (1), когда имеет место 100%-я водонасыщенность, что дает следующие выражения для показателей смачиваемости:

	’ 1	1 ’	<?
Ρ2,№\Αΐνΐ	Г2Ж(8ог1)	т 1 25,П

Р2,К^А

(32)

	’ 1	£ ЕЧ	8^2
Т2№ (8ог2)
Р2,,ГА	1	1
	т 1 2X1	т 1 2В,№

(33)

где уравнение (32) определяет показатель смачиваемости для водной фазы после заводнения/пропитки, а уравнение (33) - показатель смачиваемости для водной фазы после МПНОМ- или МПНО-процесса.

При проведении измерений с целью получения распределения времени спин-спиновой релаксации флюидов в пористых средах данные, относящиеся к распределению флюида в порах и/или к структуре пор, часто накладываются

друг на друга. В связи с этим наложением и с целью разделения данных проводится описанная выше нормализация.

Разделив уравнение (33) на уравнение (32), получаем ЯМР-коэффициент изменения (\ΣΜΡ\) показателя смачиваемости для водной фазы, обеспечивающий сравнение, например, процессов МПНО и заводнения:

Р2,№\^АИ'1

1	1
Т2^8огТ)	Т 12В,№2
’ 1	1	С
_Τ2]ν{βοΛ)	Т-2ВЮ _	*4ι

(34)

Следует отметить, что характеристики, определяемые уравнениями (33) и (34), применимы к процессам вторичного или третичного извлечения нефти.

Аналогичным образом можно получить показатели смачиваемости для нефтяной фазы после заводнения/пропитки с остаточной нефтенасыщенностью 8_Ог1 и МПНО-процесса с остаточной нефтенасыщенностью 8_Ог2, определяемые соответственно уравнениями (35) и (36):

- 16 029719

^2,02 Ά

Ρι.ο^Α

Ρ2,οι^Αο

Ρΐ,Ο^Α

1	1 т 1 2В.О	$0«
Т2<о(5ог1)
	1 Τ,οι	1 Тгв.о
	' 1		1 ’

Τ₂₀ (8ог2) Τ₂₁

1

1

(35)

(36)

В уравнении (35) ΑΙ₀ представляет собой показатель смачиваемости для нефтяной фазы после заводнения/пропитки, 8_0г1 - первую остаточную нефтенасыщенность после заводнения, Т₂,₀(8_0г1) - время спин-спиновой релаксации нефтяной фазы при первой остаточной нефтенасыщенности, р₂,₀₁ -спинспиновую релаксивность нефтяной фазы при первой остаточной нефтенасыщенности, Т_2В,₀ - время объемной спин-спиновой релаксации нефтяной фазы, А₀₁ - площадь внутренней поверхности пор, контактирующей с нефтяной фазой, Т₂,₀₁ - время спин-спиновой релаксации нефтяной фазы для пористой среды, полностью насыщенной этой фазой (100%-я нефтенасыщенность), р₂,₀ - спин-спиновую релаксивность нефтяной фазы и А -площадь поверхности пор внутри пористой среды. Таким образом, уравнение (35) относится к процессу вторичного извлечения нефти.

В уравнении (36) А1₀._Е0н представляет собой показатель смачиваемости для нефтяной фазы после МПНО-процесса, 8_0г2 - вторую остаточную нефтенасыщенность после МПНО-процесса, Τ₂,₀(8_0γ2) - время спин-спиновой релаксации нефтяной фазы при второй остаточной нефтенасыщенности, р₂,₀₂ -спинспиновую релаксивность нефтяной фазы при второй остаточной нефтенасыщенности, Т_2В,₀ - время объемной спин-спиновой релаксации нефтяной фазы, А₀₂ - площадь контактирующей с нефтяной фазой поверхности пор внутри пористой среды, Т₂,₀₁ - время спин-спиновой релаксации нефтяной фазы при 100%-й нефтенасыщенности, р₂,₀ - спин-спиновую релаксивность нефтяной фазы и А - общую площадь поверхности пор внутри пористой среды. Таким образом, уравнение (36) относится к процессу третичного извлечения нефти.

ЯМР-коэффициент изменения (ΑΙΜΓφ) показателя смачиваемости для нефтяной фазы при сравнении процессов МПНО и заводнения/пропитки определяется следующим выражением:

ИЧМГ₀

1	1	$Ог2
Ао(^2)	т 1 2В,О
1	1	ς
/2,о(5ог1)	т 1 2В,О __	°0г1

(37)

Необходимо отметить, что, хотя в приведенных выше уравнениях (32)-(37) ЯМР-показатели смачиваемости и ЯМР-коэффициенты изменения смачиваемости определяются на основе времени спинспиновой релаксации (Т2), они могут быть также применены к измерениям времени спин-решеточной релаксации (Т1). При использовании Т1 вместо Т2 необходимо использовать в этих уравнениях р1 вместо

р2.

Следует также отметить, что в результате ЯМР-измерений времени релаксации обычно регистрируется некоторое распределение значений этого времени. Как будет показано ниже, эти значения представляют собой пиковые значения (т.е. наиболее типичное время релаксации) или средние значения из соответствующих распределений, подставляемые в приведенные выше уравнения.

Ниже описывается система для определения свойств смачиваемости флюидсодержащей пористой среды. Эта система включает средство получения данных, предназначенное для получения данных измерений, являющихся характеристическими в отношении времени релаксации флюида, содержащегося в пористой среде при определенной флюидонасыщенности. Следует отметить, что, как упоминалось выше, флюид, для которого измеряется время релаксации, может содержать водную фазу или нефтяную фазу флюида, присутствующего в пористой среде. Определяемая флюидонасыщенность может представлять собой, например, начальную нефтенасыщенность, остаточную нефтенасыщенность или водонасыщенность при остаточной нефтенасыщенности, как это соответственно имеет место в уравнениях (26а)-(26с).

Данная система также содержит средство получения данных, предназначенное для получения эталонных данных, являющихся характеристическими в отношении одной или более величин времени релаксации флюида. Например, эталонные величины времени релаксации в уравнении (26а) представляют собой время спин-спиновой релаксации пористой среды со 100%-й нефтенасыщенностью и время объемной спин-спиновой релаксации нефтяной фазы. Для вычисления соответствующего показателя смачиваемости (который, как упоминалось выше, является характеристическим для свойств смачиваемости пористой среды) предназначено компьютерно-реализуемое средство в форме одной или более программных компонент, например компоненты для вычисления показателя смачиваемости. Показатель смачиваемости вычисляется на основе различий между полученными данными измерений и полученными эталонными данными, например в соответствии с приведенными выше уравнениями (26а)-(29Ь) и (32)-(36).

- 17 029719

Вычисленный показатель смачиваемости является характеристическим для свойств смачиваемости пористой среды при определенной флюидонасыщенности.

С помощью этой системы можно также получать любые другие важные данные, такие как данные по размеру пор, капиллярному давлению и/или остаточной нефтенасыщенности, требуемые для вычисления показателя смачиваемости.

Кроме того, предлагаемая система может содержать средство получения данных, предназначенное для получения нескольких блоков данных измерений, каждый из которых является характеристическим в отношении времени релаксации флюида, содержащегося в пористой среде. Например, время релаксации можно измерить в различные моменты времени, в различных точках этой пористой среды или на различных этапах до, после и/или во время выполнения по меньшей мере одного из процессов первичного, вторичного или третичного извлечения нефти, как это описывается ниже на основе различных примеров. В этом случае система содержит компьютерно-реализуемое средство, например компоненту для вычисления показателя смачиваемости, предназначенное для вычисления показателя смачиваемости соответственно для каждого блока данных измерений. Далее, система включает компьютерно-реализуемое средство, предназначенное для вычисления, на основе сравнения вычисленных показателей смачиваемости, коэффициента изменения показателя смачиваемости, представленного выше в уравнении (37). Последнее вычисление может быть выполнено посредством компоненты для вычисления коэффициента изменения показателя смачиваемости. Этот вычисленный коэффициент является характеристическим в отношении изменения свойств смачиваемости пористой среды.

В предпочтительном варианте осуществления предлагаемая система представляет собой систему обработки данных, включающую стандартную операционную систему и компоненты для хранения данных, например системную шину, соединенную с оперативным запоминающим устройством (ОЗУ), жесткий диск, центральный процессор (ЦП), элементы ввода-вывода, обеспечивающие соединение с устройствами ввода-вывода пользователя и, в некоторых вариантах осуществления, межсистемную линию для соединения с другими устройствами в сети. ОЗУ включает программное обеспечение операционной системы, управляющее, известным образом, низкоуровневым функционированием системы обработки данных. ОЗУ содержит компоненту для вычисления показателя смачиваемости, компоненту для вычисления коэффициента изменения показателя смачиваемости и любые другие компоненты исполняемого программного обеспечения. Каждая компонента программного обеспечения может конфигурироваться применительно к данным измерений и/или предварительно введенным данным, размещенным в одной или более баз данных или других компонентах хранения, оперативно связываемых/соединяемых с системой обработки данных.

Ниже настоящее изобретение описывается со ссылками на приложенные чертежи и примеры.

Примеры

Общие лабораторные процедуры

Эксперименты, демонстрирующие принципы настоящего изобретения, проводились в лабораторных условиях.

Эксперименты можно было выполнять на приготовленных в лаборатории образцах, моделирующих породу-коллектор, например песчаных модельных образцах, или на цилиндрических образцах, вырезанных из кернов, отобранных на месторождении.

При использовании цилиндрических образцов, вырезанных из керна, может оказаться предпочтительным вырезать один цилиндрический образец и затем разделить его на несколько более коротких "родственных образцов". Этим может быть достигнуто максимальное сходство образцов, используемых в отдельном эксперименте.

Как правило, требуются предварительные подготовка и старение образцов.

Например, если в качестве образца выступает цилиндр, вырезанный из керна, то он может изначально содержать в своих порах много субстанций, например реликтовую воду, буровой раствор и нефть. Считается необходимым осуществить очистку такого образца с помощью растворителя для удаления этих субстанций.

По завершении очистки (если необходимо) образца производили насыщение его водной фазой, предназначенной для моделирования реликтовой воды, которая может присутствовать в конкретном коллекторе.

После этого в образец добавляли нефтяную фазу, вытесняющую часть водной фазы, для получения требуемой пропорции в содержании водной и нефтяной фаз. В условиях лаборатории имеется возможность контролировать параметры таким образом, чтобы получить, например, единичную сумму значений начальной насыщенности для нефтяной фазы (δ_Οι) и для водной фазы (8_Ж1), т.е. δ_Οι + +,,= 1. Это означает, что поры целиком заполнены и содержат только две фазы. Однако более вероятным обычно является случай, когда сумма δ_Οι + 8_Ж1 составляет немного меньше единицы, поскольку внутри пор могут присутствовать в малых количествах и другие фазы, например воздух.

Значение начальной насыщенности для нефтяной фазы (δ_Οι) выбирали для воссоздания условий, которые, как предполагается, могут быть обнаружены в коллекторе. Например, можно добавить нефть в образец в количестве, требуемом для получения значения начальной нефтенасыщенности в диапазоне

- 18 029719

0,4-0,9. Значение начальной нефтенасыщенности может составлять, например, приблизительно 0,4; 0,5; 0,6; 0,7; 0,8 и 0,9.

Затем образец подвергали старению для обеспечения перераспределения флюида, т.е. водной и нефтяной фаз, внутри пор образца вплоть до достижения равновесного распределения.

Ясно, например, что в случае образца, насыщенного водной фазой (т.е. до добавления нефти), водная фаза будет занимать все поровое пространство образца. Если рассматривать отдельную пору при добавлении нефти в образец, то обычно нефтяная фаза сначала вытесняет водную фазу из объемной области поры. Водная фаза продолжает контактировать с поверхностями поры. В процессе старения происходит перераспределение нефтяной и водной фаз внутри поры, например таким образом, что часть поверхности поры оказывается в контакте с нефтяной фазой. Поэтому по окончании этого процесса старения пора будет находиться в состоянии смешанной смачиваемости.

Смачиваемость регулирует распределение флюида в коллекторе и поэтому оказывает определяющее влияние на характеристики потока, остаточную нефтенасыщенность и относительную проницаемость. Вследствие этого смачиваемость также оказывает определяющее влияние на эксплуатационные характеристики коллектора. В связи с этим является крайне желательным, чтобы распределение смачиваемости внутри исследуемого образца отражало реальную ситуацию в коллекторе.

Поэтому важно обеспечить проведение процесса старения образца до его использования в последующих экспериментах. Если процесс старения не завершен или завершен не полностью, то любые прогнозы, базирующиеся на результатах этих последующих экспериментов, могут отличаться высокой степенью погрешности, поскольку в образце не будут точно воспроизведены условия коллектора.

Полное/достаточное старение образца может занять продолжительное время порядка нескольких недель или даже месяцев.

Процесс старения можно контролировать, проводя регулярные измерения с целью получения распределения Т₂. Например, измерения для получения распределения Т₂ можно выполнять ежедневно или раз в несколько дней.

Распределение Т₂ будет изменяться, поскольку фазы перераспределяются между порами, например по мере того как все большая поверхность пор вступает в контакт с нефтью. После достаточного/полного старения образца распределение Т₂ уже не будет существенно меняться от одного измерения к следующему. Процесс старения можно удобным образом отслеживать, проводя измерения и нанося данные на диаграмму для получения точек кривой распределения среднелогарифмических величин Т₂, которые ближе к концу процесса старения будут иметь тенденцию к сосредоточению вокруг одного конкретного значения.

Если образцы для исследований получают из керна, то смачиваемость коллектора можно восстановить путем очистки растворителем всех образцов в отдельности с последующим получением репрезентативных значений начальной нефте- и водонасыщенности и выполнения старения (например, путем вымачивания в сырой нефти) в течение некоторого периода времени.

Эксперименты по пропитке (вытеснению нефти) можно проводить на исследуемых образцах. Эти эксперименты могут включать принудительное или самопроизвольное вытеснение.

Различные измерения времени релаксации Т₂ могут выполняться с использованием последовательности импульсов Карра-Перселла-Мейбума-Г илла (КПМГ) при времени появления эхо-сигнала 0,2 мс и резонансной частоте 2 МГ ц. Полученные КПМГ-данные можно преобразовать в распределение времени релаксации Т₂, пользуясь алгоритмом на основе обратного преобразования Лапласа.

Пример 1.

ЯМР-исследование смачиваемости во время старения образцов, вырезанных из керна, и процессов пропитки водой с низким содержанием солей и морской водой с высоким содержанием солей.

В качестве пары образцов были выбраны два цилиндрических образца № 156 и 157, вырезанные из керна, отобранного в песчаном коллекторе. Образцы были очищены методом проточной очистки с использованием горячих растворителей.

После очистки образцов были получены их характеристики. Образцы № 156 и 157 имели диаметр 3,8 см и длину соответственно 7,7 и 7,6 см. Образцы № 156 157 имели пористость приблизительно 0,15 и проницаемость приблизительно 25 мД.

Начальная водонасыщенность (8_Ж1) двух цилиндрических образцов, вырезанных из керна, была доведена, методом пористой пластинки, до 0,2 посредством газообразного азота и при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм.

Два цилиндрических образца, вырезанные из керна, были вставлены в кернодержатели гидростатического типа, и к ним было приложено номинальное давление 400 фунтов/кв.дюйм, соответствующее давлению вышележащих пластов. Эти два образца были насыщены керосином при начальной водонасыщенности (8_Ж1). Образцы сырой нефти были нагреты до температуры коллектора 68°С и впрыснуты в керновые образцы через 0,5-микронный фильтр. До впрыскивания нефти осуществлялось вытеснение керосина посредством буфера из толуола для предотвращения осаждения асфальтенов из нефти, которое может иметь место при контакте сырой нефти с керосином. Два керновых образца с начальной водонасыщенностью (8_Ж1) и начальной нефтенасыщенности (8_0ι) были нагреты в гидростатических кернодержа- 19 029719

телях до температуры 68°С, после чего были подвергнуты старению в течение трех недель. В течение этого периода старения еженедельно добавлялась сырая нефть в пределах 1,5 порового объема.

На двух керновых образцах выполнялось исследование с целью получения ЯМР-распределений времени релаксации Т₂ на каждом этапе изменения их насыщенности:

при 100%-й водонасыщенности;

при начальной водонасыщенности (8_те1) и начальной нефтенасыщенности (8_О1) до старения образцов;

при начальной водонасыщенности (8_те1) и начальной нефтенасыщенности (8_О1) после старения образцов;

при остаточной нефтенасыщенности (8_Ог) после пропитки (морской водой или солевым раствором с низким содержанием солей);

при 100%-й нефтенасыщенности.

Кроме того, ЯМР-измерения времени релаксации Т₂ проводились на образце сырой нефти и образцах воды (морской воды и солевого раствора с низким содержанием солей) в свободном объеме.

В качестве водной фазы внутри керновых образцов, подвергнутых старению, был использован синтетический пластовый солевой раствор. Состав солевого раствора приведен ниже в табл. 1-1.

Таблица 1-1

Компонента	Концентрация (г/л)
ИаНСО3	1,315
Иа28О4	0,037
Иа2СО3	0,000
СаС122Н2О	1,367
МдС126Н2О	0,217
РеС13	0,000
ВаС122Н2О	0,009
КС1	0,200
8гС126Н2О	0,067
ЫС1	0,011
ИаС1	11,359

По завершении старения двух керновых образцов они были помещены в измерители вытеснения/пропитки. Керновый образец № 156 был погружен в солевой раствор с низким содержанием солей, а керновый образец № 157 был погружен в синтетическую морскую воду. Измерители вытеснения были помещены в лабораторный сушильный шкаф, где поддерживалась температура 68°С. При этом осуществлялось наблюдение за нефтью, извлекаемой в результате самопроизвольного вытеснения.

Состав синтетической морской воды приведен ниже в табл. 1-2.

Таблица 1-2

Компонента	Концентрация (г/л)
ЯаНСОз	0,19
Иа28О4	3,92
СаС122Н2О	1,47
М§С126Н2О	10,64
КС1	0,72
ЯаС1	23,48

Солевой раствор с низким содержанием солей был получен путем разбавления синтетической морской воды деионизированной водой таким образом, что общая концентрация растворенных твердых веществ составляла 1500 ррт по массе.

Два эксперимента с пропиткой солевым раствором показали, что в случае солевого раствора с низким содержанием солей (керновый образец № 156) величина водонасыщенности возрастала быстрее и достигала более высокого окончательного значения, чем в случае солевого раствора с высоким содержанием солей (керновый образец № 157). Окончательная разница в водонасыщенности через 42 дня пропитки составила 4,2 единицы насыщенности (42,2% для солевого раствора с высоким содержанием солей и 46,4% для солевого раствора с низким содержанием солей - см. табл. 1-3).

Таблица 1-3

Номер образца	§01	8ог	Извлечение нефти (в долях начальных геологических запасов)
156	0,79	0,54	0,32
157	0,80	0,58	0,27

На фиг. 1-1 показаны распределения времени релаксации Т₂ вырезанных из керна родственных цилиндрических образцов № 156 и 157 при 100%-й водонасыщенности (8_те=1). Распределения времени релаксации для двух образцов при 100%-й водонасыщенности были почти идентичными, что указывает на очень большое сходство распределений размеров пор в этих двух образцах.

- 20 029719

Для двух керновых образцов № 156 и 157 был проведен эксперимент с пористой пластинкой, где вода вытеснялась воздухом при θ=0 и σ=72 мН/м. Приложенное капиллярное давление составляло Р_с=182 фунта/кв.дюйм (1,25 МН/кв.м), что соответствовало пороговому значению 0,11 мкм радиуса (К,) устья капиллярной поры, определенному с помощью уравнения (8). Измеренная общая начальная водонасыщенность составляла 0,2.

Распределение начальной водонасыщенности (§_Ж1) как функции размера пор для модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор (уравнение 14а) было использовано для сопоставления определенного значения общей начальной водонасыщенности, равного 0,2 при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм, с уравнением (21) с целью получения параметров согласования эффективной релаксивности воды ρ_2>ν, составляющей 26,1 мкм/с, и отношения размеров тела и устья пор (ВТК), равного 1,5. Определенные параметры согласования были использованы в уравнении (14а) для получения распределения начальной водонасыщенности как функции размера пор при шести различных значениях капиллярного давления, а именно 5, 10, 25, 50, 100 и 400 фунтов/кв.дюйм (фиг. 1-2).

Аналогичным образом, распределение начальной водонасыщенности (§_Ж1) как функции времени релаксации (Т2) для модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор (уравнение 15а) было использовано для сопоставления определенного значения общей начальной водонасыщенности, равного 0,2 при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм, с уравнением (22) с целью получения параметров согласования эффективной релаксивности водной фазы ρ_2>ν, составляющей 26,1 мкм/с, и ВТК, равного 1,5. Определенные параметры согласования были использованы в уравнении (15а) для получения распределения начальной водонасыщенности как функции времени релаксации (Т₂) при шести различных значениях капиллярного давления, а именно 5, 10, 25, 50, 100 и 400 фунтов/кв.дюйм (фиг. 1-3).

Распределения объема воды как функции размера пор (г) при 100%-й водонасыщенности (8„=1) и начальной водонасыщенности (§_Ж1=0,2) были получены для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156 при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм (фиг. 1-4). Вычисление с целью получения этих распределений осуществлялось на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор, представленной уравнением (14а), при ВТК, равном 1,5, эффективной релаксивности водной фазы ρ_2>ν, составляющей 26,1 мкм/с, и поверхностном натяжении, равном 72 мН/м. Кривая распределения объема воды как функции размера пор в условиях полного насыщения водой (8„=1) на фиг. 1-4 была получена путем преобразования кривой распределения времени релаксации Т₂ образца № 156, представленной на фиг. 1-1. Показанная на фиг. 1-4 кривая распределения начального объема воды как функции размера пор была получена путем умножения амплитудных значений кривой для случая полного насыщения водой (фиг. 1-4) на соответствующее значение начальной водонасыщенности (§_Ж1) кривой, полученной при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм (фиг. 1-2).

Распределение начального объема нефти как функции размера пор при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм и начальной нефтенасыщенности 0,2 для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156, показанное на фиг. 1-5, было получено путем вычислений на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор, представленной уравнением (14Ь), при ВТК, равном 1,5, эффективной релаксивности водной фазы ρ_2>ν, составляющей 26,1 мкм/с, и поверхностном натяжении, равном 72 мН/м.

На фиг. 1-6 показано распределение объема воды как функции размера пор в условиях полного насыщения водой (8„=1) и при начальной водонасыщенности (§_Ж1=0,2) для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм, полученное путем вычислений на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор, представленной уравнением (14а), при ВТК, равном 1,5, эффективной релаксивности водной фазы ρ_2>ν, составляющей 26,1 мкм/с, и поверхностном натяжении, равном 72 мН/м. Кривая распределения объема воды как функции размера пор в условиях полного насыщения водой (8„=1) на фиг. 1-6 была получена путем преобразования кривой распределения времени релаксации Т₂ образца № 157, представленной на фиг. 1-1. Показанная на фиг. 1-6 кривая распределения начального объема воды как функции размера пор была получена путем умножения амплитудных значений кривой для случая полного насыщения водой (фиг. 1-6) на соответствующее значение начальной водонасыщенности (§_Ж1) кривой, полученной при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм (фиг. 1-2).

Распределение начального объема нефти как функции размера пор при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм и начальной нефтенасыщенности 0,2 для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157, показанное на фиг. 1-7, было получено путем вычислений на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор, представленной уравнением (14Ь), при ВТК, равном 1,5, эффективной релаксивности водной фазы ρ_2>ν, составляющей 26,1 мкм/с, и поверхностным натяжении, равным 72 мН/м.

На фиг. 1-8 показана начальная нефтенасыщенность как функция размера пор при капиллярном давлении 182 фунта/кв.дюйм, соответствующем общей начальной нефтенасыщенности 0,8 для родственных образцов № 156 и 157, вычисленная на основе модели с цилиндрическим устьем пор и сферическим телом пор, представленной уравнением (14Ь), при ВТК, равном 1,5, эффективной релаксивности водной

- 21 029719

фазы р₂у, составляющей 26,1 мкм/с, и поверхностном натяжении, равном 72 мН/м.

На фиг. 1-9 показаны распределения времени релаксации (Т₂) для нефти в свободном объеме и для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156 при различной флюидонасыщенности, а именно при 100%-м насыщении солевым раствором (8^1), при 100%-й нефтенасыщенности (8о1), при начальной нефтенасыщенности и начальной водонасыщенности до старения (δ^ΐ) и после старения в течение трех недель ("Старение при δ\νί"), а также после самопроизвольного вытеснения водой с низким содержанием солей ("Вытеснение").

Сравнение распределений времени релаксации Т2 для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156 до и после старения в случае крупных пор показало, что время релаксации в распределении для образца, подвергнувшегося старению, было короче, чем в распределении для образца до старения. Причиной этого является нахождение нефтяной фазы в контакте с поверхностью стенок пор, в результате чего в крупных порах происходит изменение смачиваемости. Процесс старения приводит к смещению влево - в том же масштабе и с сохранением той же формы, - распределения времени релаксации Т2 для крупных пор. Следовательно, процесс старения в крупных порах смещает распределение времени релаксации Т₂ в целом в сторону более коротких промежутков этого времени. Это может быть приблизительно представлено смещением пиковых значений времени релаксации Т₂ от 41884 до 31910 мкс. Это смещение использовано в уравнении (28а) для вычисления распределения показателя смачиваемости для нефтяной фазы как функции размера пор после старения. В качестве исходных данных, подставляемых в уравнение (28а), также используются пиковые значения времени релаксации Т₂ для нефти в свободном объеме и для вырезанных из керна цилиндрических образцов со 100%-й нефтенасыщенностью (28а). Показатель смачиваемости, определенный как функция размера пор для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157, показан на фиг. 1-11.

Результаты, представленные на фиг. 1-9, показывают, что распределения времени релаксации Т₂ при начальных водо- и нефтенасыщенности после старения оставались почти неизменными для компонент времени релаксации Т2, составляющих менее 2521 мкс. Эти компоненты отражают распределения времени релаксации Т2 при начальном насыщении водой и нефтью мелких пор, которые остаются сильно смачиваемыми водой при показателе смачиваемости для нефтяной фазы после старения, равном нулю. После подстановки граничного значения времени релаксации Т₂ (Т_2С), равного 2521 мкс, в распределение времени релаксации Т2 при начальных водо- и нефтенасыщенности до старения было получено значение общей начальной водо- и нефтенасыщенности в мелких порах, равное 0,214 порового объема (ПО). До старения начальная нефтяная фаза не входила в контакт с поверхностью частиц породы, оставаясь несмачивающей фазой и демонстрируя поэтому характеристики, соответствующие объемной релаксации в данной породе.

После подстановки граничного значения времени релаксации Т2, равного 2521 мкс, в распределение времени релаксации Т2 для нефти в свободном объеме было получено значение отношения порового объема, занятого начальной нефтяной фазой в мелких порах, к общему объему начальной нефтяной фазы, равное 0,093, что дает для начальной водной фазы, полностью покрывающей поверхность стенок поры, величину 0,14 ПО. Кроме того, для начальной нефтяной фазы, не контактирующей с поверхностью стенок мелких пор после старения, получается величина 0,074 ПО. После подстановки этой величины начальной нефтенасыщенности в мелких порах в распределение объема нефтяной фазы как функции размера пор было получено значение порового радиуса отсечки (г_с), равное 1 мкм. Этим определяется граничное условие, включающее нулевой угол контакта (θ), а также нулевой показатель смачиваемости для нефтяной фазы (^Σοϊ) и единичный показатель смачиваемости для водной фазы (^^) для порового радиуса менее 1 мкм, т.е. θ=0, ^ϊ_θ1 0 и ^1^=1 при г<г_с.

Пиковые значения распределений времени релаксации Т2 нефтяной фазы для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156 при начальной нефтенасыщенности после старения (Т₂,_О(8_О0) и при 100%-й нефтенасыщенности (Т₂,_О1), а также пиковое значение времени релаксации Т₂ для образца нефти в свободном объеме (Т_2В,_О) указаны в приведенной ниже табл. 1-4.

Таблица 1-4

Т2В,0 (мс)	Тг,О1 (мс)	Τ2,ο(δοί) (мс)
50,21	26,619	31,91

При использовании определенного значения начальной нефтенасыщенности в крупных порах, т.е. 3_Орм=0,912, и пиковых значений распределений времени релаксации Т₂ (указанных в табл. 1-4) в качестве входных данных для программной компоненты вычисления показателя смачиваемости последняя осуществляет последовательное вычисление согласно уравнению (26ά) и выдает значение 0,59 для среднего показателя смачиваемости для нефтяной фазы в крупных порах после старения (^Λ,μΑ 59).

На фиг. 1-10 показаны распределения времени релаксации (Т2) для нефти в свободном объеме и для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 при различной флюидонасыщенности, а именно при 100%-м насыщении солевым раствором (8^1), при 100%-й нефтенасыщенности (8о1), при начальной нефтенасыщенности и начальной водонасыщенности до старения (δ^ΐ) и после старения в течение

- 22 029719

трех недель ("Старение"), а также после самопроизвольного вытеснения водой с высоким содержанием солей ("Вытеснение").

Сравнение распределений времени релаксации Т₂ для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 до и после старения в случае крупных пор показало, что время релаксации в распределении для образца, подвергнувшегося старению, было короче, чем в распределении для образца до старения. Причиной этого является нахождение нефтяной фазы в контакте с поверхностью стенок пор, в результате чего в крупных порах происходит изменение смачиваемости. Процесс старения приводит к смещению влево - в том же масштабе и с сохранением той же формы, - распределения времени релаксации Т2 для крупных пор. Следовательно, процесс старения в крупных порах смещает распределение времени релаксации Т₂ в целом в сторону более коротких промежутков этого времени. Это может быть приблизительно представлено смещением пиковых значений времени релаксации Т₂ от 50210 до 38254 мкс. Это смещение использовано в уравнении (28а) для вычисления распределения показателя смачиваемости для нефтяной фазы как функции размера пор после старения. В качестве входных данных для программной компоненты вычисления показателя смачиваемости, осуществляющей последовательное вычисление согласно уравнению (28а), также используются пиковые значения времени релаксации Т2 для нефти в свободном объеме и для вырезанных из керна цилиндрических образцов со 100%-й нефтенасыщенностью (28а). Показатель смачиваемости, определенный как функция размера пор для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 и выдаваемый программной компонентой вычисления показателя смачиваемости, показан на фиг. 1-12.

Результаты, представленные на фиг. 1-10, показывают, что распределения времени релаксации Т₂ при начальных водо- и нефтенасыщенности после старения оставались почти неизменными для компонент времени релаксации Т₂, составляющих менее 3309 мкс. Эти компоненты отражают распределения времени релаксации Т2 при начальном насыщении водой и нефтью мелких пор, которые остаются сильно смачиваемыми водой при показателе смачиваемости для нефтяной фазы после старения, равном нулю. После подстановки граничного значения времени релаксации Т₂ (Т_2С), равного 3309 мкс, в распределение времени релаксации Т2 при начальных водо- и нефтенасыщенности до старения было получено значение общей начальной водо- и нефтенасыщенности в мелких порах, равное 0,2524 ПО. До старения начальная нефтяная фаза не входила в контакт с поверхностью частиц породы, оставаясь несмачивающей фазой и демонстрируя поэтому характеристики, соответствующие объемной релаксации в данной породе.

После подстановки граничного значения времени релаксации Т₂, равного 3309 мкс, в распределение времени релаксации Т2 для нефти в свободном объеме было получено значение отношения порового объема, занятого начальной нефтяной фазой в мелких порах, к общему объему начальной нефтяной фазы, равное 0,1189, что дает для начальной водной фазы, полностью покрывающей поверхность стенок поры, величину 0,1586 ПО. Кроме того, для начальной нефтяной фазы, не контактирующей с поверхностью стенок мелких пор после старения, получается величина 0,0938 ПО. После подстановки этой величины начальной нефтенасыщенности в мелких порах в распределение объема нефтяной фазы как функции размера пор было получено значение порового радиуса отсечки (г_с), равное 1 мкм. Этим определяется граничное условие, включающее нулевой угол контакта (θ), а также нулевой показатель смачиваемости для нефтяной фазы (Ж_О1) и единичный показатель смачиваемости для водной фазы (Ж_№1) для порового радиуса менее 1 мкм, т.е. θ=0, Ж_О1=0 и ^1_№1=1 при г<г_с.

Пиковые значения распределений времени релаксации Т2 нефтяной фазы для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 при начальной нефтенасыщенности после старения (Т₂,_О(3_О1)) и при 100%-й нефтенасыщенности (Т₂,_О1) а также пиковое значение времени релаксации Т₂ для образца нефти в свободном объеме (Т_2В,_О) указаны в приведенной ниже табл. 1-5.

Таблица 1-5

Т2в,о (мс)	Τ2,οι (мс)	Τ2,ο(3οί) (мс)
50,21	29,145	38,254

При использовании определенного значения начальной нефтенасыщенности в крупных порах, т.е. 8_О1,м=0,939, и пиковых значений распределений времени релаксации Т₂ (указанных в табл. 1-5) в качестве входных данных для программной компоненты вычисления показателя смачиваемости последняя осуществляет последовательное вычисление согласно уравнению (266) и выдает значение 0,41 для среднего показателя смачиваемости для нефтяной фазы в крупных порах после старения (Ж_О1,_м=0, 41).

В табл. 1-6 приведены пиковые значения времени релаксации Т₂ нефтяной фазы для вырезанного из керна цилиндрического образца № 156 при остаточной нефтенасыщенности после самопроизвольного вытеснения солевым раствором с низким содержанием солей (Т₂,_О(3_Ог)) и при 100%-й нефтенасыщенности (Т₂,_О1) а также пиковое значение времени релаксации Т₂ для образца нефти в свободном объеме (Т_2В,_О) и значение остаточной нефтенасыщенности (3_Ог,ь) для крупных пор, занятых нефтяной фазой, после самопроизвольного вытеснения солевым раствором с низким содержанием солей.

- 23 029719

Таблица 1-6

Т2в,о (мс)	Τ2,ο(δο=1) (мс)	Т2,о(Аг) (мс)	8ог,Ь
50,21	26,619	50,21	0,56

ЯМР-показатель смачиваемости для нефтяной фазы в случае вырезанного из керна цилиндрического образца № 156 при остаточной нефтенасыщенности (8_0г) после самопроизвольного вытеснения солевым раствором с низким содержанием солей был определен с помощью программной компоненты вычисления показателя смачиваемости с использованием уравнения (26Ь) и данных, приведенных в табл. 16, в результате чего для показателя смачиваемости для нефтяной фазы было получено значение, равное 0, что указывает на состояние сильной смачиваемости водой.

В табл. 1-7 приведены пиковые значения времени релаксации Т₂ нефтяной фазы для вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 при остаточной нефтенасыщенности после самопроизвольного вытеснения морской водой с высоким содержанием солей (Т₂,₀(8_0г)) и при 100%-й нефтенасыщенности (Т₂,₀₁), а также пиковое значение времени релаксации Т₂ для образца нефти в свободном объеме (Т_2В,₀) и значение остаточной нефтенасыщенности (8_0г,ь) для крупных пор, занятых нефтяной фазой, после самопроизвольного вытеснения морской водой с высоким содержанием солей.

Таблица 1-7

Т2в,о (мс)	Τ2,οι (мс)	Т2,о(%г) (мс)	8ог.Ь
50,21	29,145	41,884	0,60

ЯМР-показатель смачиваемости для нефтяной фазы в случае вырезанного из керна цилиндрического образца № 157 при остаточной нефтенасыщенности после самопроизвольного вытеснения морской водой может быть определен с помощью программной компоненты вычисления показателя смачиваемости с использованием уравнения (26Ь) и данных, приведенных в табл. 1-7, что дает для показателя смачиваемости для нефтяной фазы значение, равное 0,17, указывающее на состояние смешанной смачиваемости.

ЯМР-исследование двух вырезанных из керна цилиндрических образцов № 156 и 157 показывает, что самопроизвольное вытеснение солевым раствором с низким содержанием солей приводит к состоянию большей смачиваемости водой, чем вытеснение морской водой, и, следовательно, к повышению нефтеотдачи.

Пример 2.

ЯМР-исследования смачиваемости при заводнении солевым раствором с высоким содержанием солей и различными солевыми растворами с низким содержанием солей.

В этом примере были проведены эксперименты по заводнению на трех родственных цилиндрических образцах, вырезанных из керна (керновых образцах), с использованием солевых растворов с различным содержанием солей в качестве закачиваемой воды.

Проницаемость керновых образцов составляла 158 мД. Подготовка и старение образцов осуществлялись до получения начального насыщения водной фазой, равного 17,6% (т.е. 8_те1=0,176). Водная фаза представляла собой синтетическую пластовую воду. Нефтяная фаза представляла собой товарную нефть (ТН), приведенную к нормальным условиям.

Первый из трех родственных керновых образцов подвергался заводнению пластовой водой с высоким содержанием солей. Общая концентрация растворенных твердых веществ (ОКРТВ) в этой воде составляла 33435 мг/л.

Второй из трех родственных керновых образцов подвергался заводнению солевым раствором № 1 с низким содержанием солей (вторичный метод). ОКРТВ солевого раствора № 1 составляла 3144 мг/л.

Третий из трех родственных керновых образцов подвергался заводнению солевым раствором № 2 с низким содержанием солей (вторичный метод). ОКРТВ солевого раствора № 2 составляла 441 мг/л.

На фиг. 2-1 показаны распределения времени релаксации Т₂ для следующих образцов: (I) ТН в свободном объеме, (II) одного из керновых образцов при 100%-й водонасыщенности (8Ш1), (III) одного из керновых образцов после старения при начальной водонасыщенности и начальной нефтенасыщенности, (IV) первого из трех родственных керновых образцов при остаточной нефтенасыщенности после заводнения пластовой водой с высоким содержанием солей ("8_0г, высокое содержание солей"), (V) второго из трех родственных керновых образцов при остаточной нефтенасыщенности после заводнения солевым раствором № 1 с низким содержанием солей ("8_0г, низкое содержание солей, № 1") и (VI) третьего из трех родственных керновых образцов при остаточной нефтенасыщенности после заводнения солевым раствором № 2 с низким содержанием солей ("8_0г, низкое содержание солей, № 2").

Распределения времени релаксации Т2, представленные на фиг. 2-1, демонстрируют характерные признаки состояния смешанной смачиваемости при остаточной нефтенасыщенности после заводнения с использованием трех солевых растворов с различным содержанием солей. В каждом случае имело место более высокое пиковое значение времени релаксации Т2, чем для нефти в свободном объеме и кернового образца, полностью насыщенного водой.

- 24 029719

Фиг. 2-1 отчетливо показывает, что основные компоненты распределения времени релаксации Т₂ образца, подвергнутого старению с ТН при начальной водонасыщенности (8_Ж1) 17,6%, смещены влево по сравнению с распределением времени релаксации Т₂ для ТН в свободном объеме. Это может быть обусловлено эффектами поверхностной релаксации, когда нефтяная фаза находится в контакте с поверхностями пор после старения вследствие изменения состояния смачиваемости образца.

Три распределения времени релаксации Т₂ для трех керновых образцов после соответствующего заводнения последних демонстрируют значительное изменение формы по сравнению с распределением времени релаксации Т₂ образца, подвергнутого старению, со значительным уменьшением амплитуды пиков нефти и появлением дополнительных пиков в правой части спектра. Новые дополнительные компоненты имеют значения времени релаксации, превышающие самое длительное время релаксации для ТН в свободном объеме. Это очевидным образом свидетельствует о возникновении этих компонент вследствие закачки воды и, кроме того, подтверждает развитие состояния смешанной смачиваемости. Поскольку значительные участки поверхности пор покрываются нефтью, ограничиваются участки поверхности, контактирующие с закачиваемой водой, что выражается в резком росте времени релаксации Т₂ для закачиваемой воды. Однако время релаксации Т₂ для закачиваемой воды меньше этого времени для воды в свободном объеме из-за частичного контакта закачиваемой воды с поверхностью пор. Дальнейший анализ распределений Т₂ для основных компонент закачиваемой воды отчетливо демонстрирует тенденцию к уменьшению времени релаксации с уменьшением содержания солей в закачиваемой воде. Это указывает на изменение смачиваемости с тенденцией к уменьшению смачиваемости нефтью по мере уменьшения содержания солей в закачиваемой воде. Самая низкая смачиваемость нефтью наблюдалась в случае воды с оптимизированным содержанием солей.

Количественный анализ изменения смачиваемости в ходе процессов извлечения нефти посредством заводнения при различном содержании солей проводится на основе определения коэффициента изменения показателя смачиваемости, описанного выше. Фиг. 2-1 показывает, что все компоненты времени релаксации Т₂ для ТН в свободном объеме имеют значение менее 160 мс. Следовательно, после заводнения наличие водной фазы должно обусловить возникновение компонент распределения Т₂ длительностью более 160 мс. Так, например, вычисление среднелогарифмических величин в распределениях времени релаксации дает значения, превышающие 160 мс и равные Т_2№(8_Ог!)=580 мс, Т₂^(8_Ог2)=446 мс, Т₂(8_Ог3)=393 мс, для заводнения соответственно при высоком, низком и оптимизированном низком содержании солей. Определенные при заводнении керновых образцов значения остаточной нефтенасыщенности составляют 8_Ог1=0,469, 8_Ог2=0,321 и 8_Ог3=0,224, что дает значения δ_ν1=0,531, 8_ν2=0,679 и 8>γ₃=0.776 для заводнения соответственно при высоком, низком и оптимизированном низком содержании солей. Время объемной релаксации для водной фазы составляет Т_2ВЛу=2298 мс. Значения времени релаксации Т2, определенные при остаточной нефтенасыщенности после заводнения при высоком, низком (солевой раствор № 1) и оптимизированном низком (солевой раствор № 2) содержании солей были подставлены в уравнение (34). Сравнение с заводнением при высоком содержании солей и вычисление коэффициентов изменения (№ΙΜΡ_ν) показателя смачиваемости посредством программной компоненты с использованием уравнения (34) дало значения 1,79 и 2,39 для заводнения соответственно при низком и оптимизированном низком содержании солей.

Результаты экспериментов показывают, что заводнение при низком и оптимизированном низком содержании солей значительно улучшало как коэффициент извлечения нефти, так и показатель смачиваемости для водной фазы по сравнению с заводнением при высоком содержании солей.

Пример 3.

ЯМР-исследование смачиваемости при заводнении керновых образцов с использованием методов повышения нефтеотдачи с помощью микроорганизмов (МПНОМ).

В данном примере были использованы три родственных цилиндрических образца, вырезанных из керна и имевших пористость приблизительно 30% и проницаемость приблизительно 130 мД. ЯМРраспределения времени релаксации Т₂ были получены при 100%-м насыщении пластовой водой (8№1), при 100%-й нефтенасыщенности (8ο1), при остаточной нефтенасыщенности после МПНОМ-заводнения керновых образцов в условиях коллектора с последующим выдерживанием кернового образца в течение 47 дней в емкости с окисью дейтерия (И₂О) с целью получения распределения времени релаксации только для нефтяной фазы в условиях остаточной нефтенасыщенности после проведения МПНОМ-процесса в условиях коллектора. Кроме того, ЯМР-распределения времени релаксации Т₂ были получены для образца сырой нефти в свободном объеме.

Была применена модель, где используются понятия тела и устья пор. Начальная водонасыщенность как функция времени релаксации Т₂ и размера пор показана соответственно на фиг. 3-1 и фиг. 3-2 для керновых образцов после МПНОМ-процесса при капиллярном давлении 100 фунтов/кв.дюйм (0,689 МН/кв.м). Распределение объема воды показано на фиг. 3-3 как функция радиуса тела пор при 100%-й водонасыщенности (8^=1) и остаточной (начальной) водонасыщенности (8^1=0,28). Начальная водонасыщенность в мелких порах (8^15), не занятых нефтью, определенная с помощью модели, где используются понятия тела и устья пор, составляет 0,097, что соответствует общей водонасыщенности, представленной небольшим пиком в левой части распределения времени релаксации Т₂, для кернового образца,

- 25 029719

полностью насыщенного водой.

Фиг. 3-4 показывает распределения времени релаксации Т₂ для нефти в свободном объеме ("Нефть"), для керновых образцов при 100%-й водонасыщенности (8^1) и 100%-й нефтенасыщенности (8о1), а также при остаточной нефтенасыщенности после МПНОМ-заводнения в условиях коллектора (8ог+8,ог) и выдерживания кернового образца в течение 47 дней в большой емкости с окисью дейтерия (ϋ₂Ο) при остаточной нефтенасыщенности (8ог) после проведения МПНОМ-процесса в условиях коллектора (8ог ϋ₂Ο). Вода (Η₂Ο), первоначально присутствовавшая в керновом образце, замещалась окисью дейтерия (ϋ₂Ο), что позволило получить распределение времени релаксации Т₂ нефтяной фазы (8ог), поскольку окись дейтерия не может быть обнаружена посредством ЯМР-спектроскопии в слабых полях. Распределение времени релаксации Т₂ водной фазы в условиях остаточной нефтенасыщенности после проведения МПНОМ-процесса (8,ог) было получено путем вычитания сигнала остаточной нефтяной фазы (8ог ϋ₂Ο) из распределения времени релаксации Т₂ после МПНОМ-заводнения керна в условиях коллектора (8ог+8,ог).

В табл. 3-1 представлены пиковые значения времени релаксации Т₂ в соответствующих распределения, показанных на фиг. 3-4 для нефти в свободном объеме и керновых образцов при различных условиях насыщения до и после МПНОМ-процесса, а также значения остаточной нефтенасыщенности (3_Οι-0 и водонасыщенности (8,ц) в крупных порах, занятых нефтью во время процесса первичного дренирования.

Таблица 3-1

Т2в,о (МС)	Τ2,\ν(5λν-1) (мс)	Т2,о(5о=1) (мс)	Т2\у(8ог) (мс)		Т2,о(8ог) (мс)	8огЬ
68,335	54,974	26,619	60,19	0,732	38,934	0,268

После проведения МПНОМ-процесса вычислялся показатель смачиваемости (крупных пор, занятых нефтью во время процесса первичного дренирования). Значения, полученные с помощью программной компоненты вычисления показателя смачиваемости, составляют 0,13 для нефтяной фазы (^1ог,ь) и 0,67 для водной фазы (^4χ). Эти значения были получены посредством указанной программной компоненты с использованием соответственно уравнений (26Ь) и (26с). Данный результат показывает, что процесс МПНОМ-заводнения керновых образцов в условиях коллектора приводит к состоянию большей смачиваемости этих образцов водой и меньшей - нефтью.

Пример 4.

Эксперименты с песчаными моделями пластов.

В этом примере были проведены эксперименты по самопроизвольному вытеснению на двух песчаных образцах № 110 и 210, представлявших собой модели пласта пористой породы. Песчаные модельные образцы были подготовлены путем первоначальной пропитки солевым раствором песка, выносимого из скважины (полученного из нефтенасыщенного пласта), и частичной осушки песка для удаления избытка солевого раствора. После этого песок и солевой раствор смешивались с нефтью в известной весовой пропорции. Избыток нефти и/или солевого раствора удалялся с поверхности каждого песчаного модельного образца. Затем эти два образца были подвергнуты старению. Подготовка двух песчаных модельных образцов осуществлялась таким образом, чтобы они были как можно больше схожи друг с другом.

После старения один из песчаных образцов предназначался для проведения пропитки солевым раствором с целью извлечения из него нефти, тогда как на втором образце выполнялся МПНОМ-процесс.

В эксперименте по самопроизвольному вытеснению подготовленные и подвергнутые старению образцы просто выдерживались (с погружением) в некотором количестве водного флюида, который проникал в образцы по капиллярам, вытесняя нефть. Впитываемый флюид находился под давлением окружающей среды.

Были проведены первоначальные ЯМР-измерения распределения Т₂ для флюида внутри каждого песчаного образца, подвергнутого старению.

На фиг. 4-1 показана экспериментальная установка, в которой два песчаных модельных образца № 110 и 210 помещены внутрь одинаковых устройств 1 и 2, расположенных друг рядом с другом.

Первое устройство 1 содержит основание 190, находящееся в резьбовом зацеплении с сосудом 120. Песчаный модельный образец 110 располагается на основании 190 внутри сосуда 120. Вверх от сосуда 120 простирается, преимущественно в вертикальном направлении, удлиненная трубка 130, гидравлически сообщающаяся с внутренним пространством сосуда 120. На верхнем конце трубки 130 предусмотрен кран 140 для управления прохождением флюида из трубки 130 в канал 150, расположенный за краном 140. Трубка 130 и сосуд 120 изготовлены из стекла. На внешнюю сторону трубки 130 нанесены деления с цифрами для оценки количества или уровня содержащегося в ней флюида.

Кроме того, из боковой стенки сосуда 120 наружу выходит впускной патрубок 160, гидравлически сообщающийся с внутренним пространством сосуда 120. Впускной патрубок 160 соединен с линией подачи 170 флюида, связанной с источником флюида (не показан). Впускной патрубок 160 снабжен краном 180 для управления потоком флюида, поступающего по линии подачи 170 в сосуд 120 через впускной патрубок 160.

- 26 029719

Источник флюида представляет собой емкость, вмещающую некоторое количество флюида. Линия подачи 170 флюида связана с нижней частью этой емкости таким образом, что в процессе работы флюид выталкивается в линию подачи 170 под действием веса флюида в емкости. Флюид в устройстве 1 представляет собой простой солевой раствор.

Второе устройство 2 содержит основание 290, находящееся в резьбовом зацеплении с сосудом 220. Песчаный модельный образец 210 располагается на основании 290 внутри сосуда 220. Вверх от сосуда 220 простирается, преимущественно в вертикальном направлении, удлиненная трубка 230, гидравлически сообщающаяся с внутренним пространством сосуда 220. На верхнем конце трубки 230 предусмотрен кран 240 для управления прохождением флюида из трубки 230 в канал 250, расположенный за краном 240. Трубка 230 и сосуд 220 изготовлены из стекла. На внешнюю сторону трубки 230 нанесены деления с цифрами для оценки количества или уровня содержащегося в ней флюида.

Кроме того, из боковой стенки сосуда 220 наружу выходит впускной патрубок 260, гидравлически сообщающийся с внутренним пространством сосуда 220. Впускной патрубок 260 соединен с линией подачи 270 флюида, связанной с источником флюида (не показан). Впускной патрубок 260 снабжен краном 280 для управления потоком флюида, поступающего по линии подачи 270 в сосуд 220 через впускной патрубок 260. Источник флюида представляет собой емкость, вмещающую некоторое количество флюида. Линия подачи 270 флюида связана с нижней частью этой емкости таким образом, что в процессе работы флюид выталкивается в линию подачи 270 под действием веса флюида в емкости. Флюид в устройстве 2 представляет собой солевой раствор с двумя растворенными в нем штаммами микроорганизмов (первым штаммом, способным создавать биопленку, и вторым штаммом, способным изменять свойства смачиваемости поверхности песка).

Песчаные модельные образцы 110 и 210 были подготовлены, как описано выше. В соответствии с этим образцы 110, 210 были подвергнуты старению до помещения их в экспериментальную установку. Следовательно, песчаные образцы 110, 210 содержали известные объемы водной фазы (солевого раствора) и нефтяной фазы (сырой нефти).

В эксперименте по вытеснению нефти, проводимом в устройстве 1, краны 180 и 150 сначала являются открытыми, и солевой раствор перетекает из емкости в сосуд 120 по линии 170. По достижении уровнем флюида внутри трубки 130 заданной высоты (обычно в районе верхних делений на наружной стороне трубки 130) краны 180, 150 закрываются. В предпочтительном варианте кран 180 закрывается незадолго до крана 150.

В ходе эксперимента после закрытия кранов 180, 150 солевой раствор впитывается песчаным образцом 110, в результате чего происходит вытеснение нефти. Объем вытесненной нефти измеряется внутри трубки 130.

В эксперименте по вытеснению нефти, проводимом в устройстве 2, краны 280 и 250 сначала являются открытыми, и солевой раствор перетекает из емкости в сосуд 220 по линии 270. По достижении уровнем флюида внутри трубки 230 заданной высоты (обычно в районе верхних делений на наружной стороне трубки 230) краны 280, 250 закрываются. В предпочтительном варианте кран 280 закрывается незадолго до крана 250.

В ходе эксперимента после закрытия кранов 280, 250 солевой раствор впитывается песчаным образцом 210, в результате чего происходит вытеснение нефти. Объем вытесненной нефти измеряется внутри трубки 230.

Ясно, что эксперимент, проводившийся в устройстве 2, в точности повторял эксперимент, описанный выше применительно к устройству 1, за исключением того, что солевой раствор, поступавший по линии 270, содержал два штамма микроорганизмов.

Различия между двумя экспериментами, касающиеся объема впитавшегося раствора (вытесненной нефти) и вида распределения Т2, можно отнести к влиянию микроорганизмов на активность на поверхности раздела фаз, например смачиваемость, между нефтью и стенками пор внутри песчаного образца.

В конце эксперимента по вытеснению нефти были проведены ЯМР-измерения времени релаксации Т₂ для флюида, остающегося внутри песчаных образцов (при остаточной нефтенасыщенности).

Затем было проведено сравнение результатов для двух песчаных модельных образцов.

Полезные эталонные данные для последующего анализа результатов могут быть получены путем измерения времени релаксации Т₂ и получения соответствующих распределений для образцов нефтяной и водной фаз в свободном объеме, сравнимого пористого образца со 100%-м насыщением водной фазой и сравнимого пористого образца со 100%-м насыщением нефтяной фазой.

На фиг. 4-2 показаны распределения Т₂ (мкс) для ряда образцов: (I) песчаного образца 110 при остаточной нефтенасыщенности после пропитки солевым раствором, (II) песчаного образца 110 после старения, но до пропитки солевым раствором, (III) сравнимого песчаного образца со 100%-м насыщением водной фазой, (IV) сравнимого песчаного образца со 100%-м насыщением нефтяной фазой и (V) образца нефтяной фазы в свободном объеме.

Образцы (III), (IV) и (V) представляют собой полезные эталоны для последующего анализа данных. Часто они бывают также полезны для получения данных по времени релаксации Т₂ для образца водной фазы в свободном объеме.

- 27 029719

Кривые распределений в верхней части не накладываются друг на друга. В частности, можно отметить, что пик кривой для пропитки солевым раствором соответствует большему значению времени релаксации, чем пик кривой для песчаного образца после старения и до пропитки солевым раствором. Это обусловлено тем, что в результате пропитки солевым раствором нефть вытесняется из песчаного образца.

График на фиг. 4-3 похож на график на фиг. 4-2, но представляет данные эксперимента с использованием МПНОМ. Соответственно, на фиг. 4-3 показаны распределения Т₂ (мкс) для следующих образцов: (I) песчаного образца 210 при остаточной нефтенасыщенности после МПНОМ-процесса, (II) песчаного образца 210 после старения, но до МПНОМ-процесса, (III) сравнимого песчаного образца со 100%м насыщением водной фазой, (IV) сравнимого песчаного образца со 100%-м насыщением нефтяной фазой и (V) образца нефтяной фазы в свободном объеме.

В этом случае кривые распределений в верхней части также не накладываются друг на друга. В частности, можно отметить, что пик кривой для МПНОМ-процесса соответствует большему значению времени релаксации, чем пик кривой для песчаного образца после старения и до пропитки солевым раствором.

На фиг. 4-4 кривые распределений Т₂ при остаточной нефтенасыщенности, представленные на фиг. 4-2 и 4-3, сведены в одном графике. Остаточная нефтенасыщенность (8_Ог1) для первого песчаного образца 110 после пропитки солевым раствором составляла 12,6%, а остаточная нефтенасыщенность (8_Ογ2) для второго песчаного образца после МПНОМ-процесса - 8,1%. Отчетливо видно, что две кривые не накладываются друг на друга в верхней части. Поэтому можно сравнить распределения Т₂ для первого песчаного образца 110 после пропитки солевым раствором (I) и для второго песчаного образца 210 после МПНОМ-процесса (II). Кривая эксперимента с использованием МПНОМ смещена в направлении более короткого времени релаксации по сравнению с кривой эксперимента с пропиткой солевым раствором (в частности, это относится к пикам обеих кривых). Это может быть обусловлено более сильным взаимодействием между водной фазой и стенками пор, т.е. большей смачиваемостью для водной фазы. Таким образом, МПНОМ-процесс может обеспечить извлечение по меньшей мере части "прилипшей" нефти, которая не вытеснялась посредством процесса пропитки солевым раствором.

Фиг. 4-5 демонстрирует повышение нефтеотдачи, которое было достигнуто в случае песчаного образца 210 при использовании МПНОМ-процесса (II) сравнительно со случаем песчаного образца 110 при использовании пропитки солевым раствором (I). На фиг. 4-5 показан график зависимости величины, именуемой коэффициентом извлечения нефти (КИН), от времени (ΐ), выраженного в минутах. КИН представляет собой количественный показатель (выраженный в процентах) доли нефти, имевшейся внутри песчаного образца до пропитки (известное количество, поскольку нефть была добавлена во время подготовки образца), которая была вытеснена из этого песчаного образца во время пропитки. Количество вытесненной нефти измеряется посредством регистрации объема нефти внутри трубок 130 и 230 соответственно устройств 1 и 2.

Видно, что первоначально доля нефти, извлеченной из песчаных образцов, возрастала относительно быстро вплоть до стабилизации, которой соответствовал гораздо более пологий участок кривой приблизительно после значения 500 мин. После начального периода, характеризующегося сравнительно быстрым ростом КИН, значения КИН в случае эксперимента с использованием МПНОМ (песчаный образец 210) постоянно оказываются выше в любой заданный момент времени, чем в случае эксперимента с использованием пропитки солевым раствором (песчаный образец 110). Отсчет, взятый через более чем 8500 минут, зафиксировал "конечные" значения КИН, равные 85,5 и 90,6% соответственно для пропитки солевым раствором (песчаный образец 110) и МПНОМ (песчаный образец 210).

В приведенной ниже табл. 4-1 представлены пиковые значения распределений времени спинспиновой релаксации в различных условиях насыщения для процесса пропитки солевым раствором, выполненного на песчаном образце 110.

Таблица 4-1

Тгв,\У2 (мс)	Тгв.о (мс)	Τ2,ψ(δ^=1) (мс)	Т2,о(3о=1) (мс)	Т2Ау(Зог1) (мс)	8νν1	Τ2,ο(3°ΐ) (мс)	8οΐ
2297,8	68,335	113,532	54,974	113,532	0,874	59,109	0,869

Т_2в,^₂ представляет собой пиковое значение времени релаксации для образца водной фазы в свободном объеме, Т_2в,_о - пиковое значение времени релаксации для образца нефтяной фазы в свободном объеме, Т₂,^(₈^₌₁)-пиковое значение времени релаксации для сравнимого песчаного образца, насыщенного водной фазой, Т₂,_О(_8о=1) - пиковое значение времени релаксации для сравнимого песчаного образца, насыщенного нефтяной фазой, Т₂^(_8Ог1)-пиковое значение времени релаксации, измеренное после завершения эксперимента по пропитке солевым раствором (вытеснению нефти), проведенного на песчаном образце 110 в устройстве 1, и Τ₂,_Ο(_8Οΐ) - пиковое значение времени релаксации, измеренное после старения песчаного образца 110.

8^ι представляет собой конечное значение водонасыщенности внутри песчаного образца 110 к моменту завершения эксперимента по вытеснению нефти (пропитке солевым раствором), проведенного в

- 28 029719

устройстве 1, а 8_Οί -начальное значение нефтенасыщенности в песчаном образце 110, подвергнутом старению.

8_А1 можно вычислить из 8οί и КИН, поскольку величина 8_Οι известна для данного образца, подготовленного в лаборатории, а КИН определяется экспериментальным путем. Например, допустим, что для подготовленного песчаного образца 8_Οί + 8^=1, где 8_Οί=0,7 и 8^=0,3. Затем на этом песчаном образце проводится эксперимент по извлечению нефти, в результате которого получается КИН, равный 80%. В этом случае значение остаточной нефтенасыщенности составит 0,14, т.е. 20% от 8_Οί, а значение остаточной водонасыщенности будет равно 0,86.

Значения, указанные в табл. 4-1, можно подставить в приведенные выше уравнения для вычисления требуемых показателей смачиваемости.

Например, ввод значений в программную компоненту для вычисления показателя смачиваемости, осуществляющую последовательное вычисление согласно уравнению (26а), дает в результате значение показателя смачиваемости для нефтяной фазы (при начальной нефтенасыщенности для песчаного образца 110), равное 0,56.

Аналогичным образом, если программная компонента для вычисления показателя смачиваемости осуществляет последовательное вычисление согласно уравнению (32), то в результате получается значение показателя смачиваемости АЩ- для водной фазы (при остаточной нефтенасыщенности 8_Ογ1 после процесса пропитки солевым раствором), равное 0,87.

В приведенной ниже табл. 4-2 представлены данные, эквивалентные данным в табл. 4-1, но относящиеся к МПНОМ-процессу, выполненному на песчаном образце 210.

Таблица 4-2

Тгв,\У2 (мс)	Т2в,о (мс)	Τ2>ψ(δλν=1) (мс)	т2,о(8о-1) (мс)	Т2\у(3ог2) (мс)	3\ν2	Τ2,ο(δοΐ) (мс)	δοϊ
2249,7	68,335	113,532	54,974	73,475	0,919	59,109	0,865

Т_2В,_А2 представляет собой пиковое значение времени релаксации для образца водной фазы в свободном объеме, Τ_2Β,_Ο - пиковое значение времени релаксации для образца нефтяной фазы в свободном объеме, Т₂,_А(_8А=₁) - пиковое значение времени релаксации для сравнимого песчаного образца, насыщенного водной фазой, Τ₂,_Ο(_8Ο=₁) - пиковое значение времени релаксации для сравнимого песчаного образца, насыщенного нефтяной фазой, Τ_2Α(_8Ογ1) - пиковое значение времени релаксации, измеренное после завершения эксперимента по пропитке солевым раствором (вытеснению нефти), проведенного на песчаном образце 210 в устройстве 2, и Τ₂,_Ο(_8Οί) - пиковое значение времени релаксации, измеренное после старения песчаного образца 210.

8\у2 представляет собой конечное значение водонасыщенности внутри песчаного образца 210 к моменту завершения эксперимента по вытеснению нефти (пропитке солевым раствором), проведенного в устройстве 2, а 8_Οί -начальное значение нефтенасыщенности в песчаном образце 210, подвергнутом старению. 8\у2 можно вычислить аналогично 8_А1.

Значения, указанные в табл. 4-2, можно подставить в приведенные выше уравнения для вычисления требуемых показателей смачиваемости.

Вычисление посредством программной компоненты для вычисления показателя смачиваемости и согласно уравнению (26а) может дать в результате значение показателя смачиваемости ΑΣ_Οί для нефтяной фазы (при начальной нефтенасыщенности для песчаного образца 210), равное 0,56 и соответствующее значению, полученному для песчаного образца 110, что позволило бы предположить, что до проведения экспериментов с использованием пропитки солевым раствором или МПНОМ (в зависимости от конкретного случая) два модельных песчаных образца были, как и требовалось, сравнительно схожими.

Если программная компонента для вычисления показателя смачиваемости осуществляет последовательное вычисление согласно уравнению (33), то в результате может быть получено значение показателя смачиваемости ΑΣ_α,_ΕΟκ для водной фазы (при остаточной нефтенасыщенности 8_Ογ2 после МПНОМпроцесса), равное 1,45. Оно существенно превышает значение для песчаного образца 110 после пропитки солевым раствором, что позволяет предположить, что пористая среда (песчаный модельный образец) становится сравнительно более гидрофильной после МПНОМ-процесса вследствие вызываемого последним изменения смачиваемости.

Используя эти значения и уравнение (34), можно с помощью программной компоненты для вычисления коэффициента изменения показателя смачиваемости вычислить такое изменение для водной фазы в результате выполнения МПНОМ-процесса (сравнительно с пропиткой солевым раствором): ΑΣΜΕ_α=1,66. Это позволяет предположить, что следствием проведения МПНОМ-процесса является очень сильное изменение смачиваемости в сторону большей гидрофильности сравнительно с процессом пропитки солевым раствором.

В целях обеспечения дополнительного контроля был проведен еще один эксперимент. В этом эксперименте был подготовлен песчаный модельный образец с использованием того же песка, выносимого из скважины, что был использован при подготовке песчаных образцов 110, 210. Образец был на 100% насыщен инокулятом (путем погружения в последний). Состав инокулята был идентичен случаю солевого раствора, содержавшего два штамма микроорганизмов, который был использован в эксперименте с

- 29 029719

проведением МПНОМ-процесса на песчаном образце 210. После удаления избытка инокулята песчаный образец был подвергнут старению в течение шести дней, обеспечившему рост биопленки на поверхности песка. Это время старения соответствовало периоду времени, в течение которого песчаный образец 210 подвергался воздействию МПНОМ-процесса (6 дней). Следует отметить, что песчаный образец, использовавшийся в этом контрольном эксперименте, не подвергался воздействию нефти. Из-за отсутствия последней в данном песчаном образце не изменялась степень охвата поверхности водной фазой (т.е. образец оставался на 100% насыщенным инокулятом).

На фиг. 4-6 показаны распределения времени релаксации Т₂ для (I) песчаного образца со 100%-й насыщенностью солевым раствором без микроорганизмов (взято из фиг. 4-3), (II) песчаного образца со 100%-й насыщенностью инокулятом до старения и (III) песчаного образца со 100%-й насыщенностью инокулятом после старения в течение 6 дней. Видно, что распределение времени релаксации Т₂ для песчаного образца со 100%-й насыщенностью инокулятом до старения очень похоже на распределение для песчаного образца со 100%-й насыщенностью солевым раствором. Тем не менее, по истечении периода старения, равного 6 дням, распределение времени релаксации Т₂ для песчаного образца со 100%-й насыщенностью инокулятом значительно сместилось влево. Предполагается, что это смещение распределения времени релаксации обусловлено ростом биопленки (вызываемым штаммом микроорганизмов, образующим биопленку). Образовавшаяся пленка (обычно содержащая биополимеры) прилипает к поверхности частиц песка, что снижает подвижность водной фазы и, тем самым, сокращает время релаксации Т₂ (биопленка обеспечивает более прочное сцепление водной фазы с частицами песка). Данные результаты, кроме того, показывают, что ЯМР-измерения времени релаксации Т₂ можно использовать для неинтрузивного контроля роста биопленки в пористых средах.

Как упоминалось выше, значение показателя смачиваемости Ш!^__НОк для водной фазы (при остаточной нефтенасыщенности после МПНОМ-процесса), вычисленное на основе пикового значения времени релаксации Т₂ для песчаного образца 210 со 100%-й насыщенностью солевым раствором (при 8^=1), составляло 1,45. Следовательно, такое значение показателя смачиваемости определяется как изменением степени охвата поверхности, вызываемым штаммом микроорганизмов, производящих такие изменения, так и изменением сродства к поверхности, вызываемым штаммом микроорганизмов, образующих биопленку.

В табл. 4-3, схожей с табл. 4-2, приведены пиковые значения распределений времени релаксации Т₂ в различных условиях насыщения при выполнении МПНОМ-процесса на песчаном образце 210. Однако в табл. 4-3 пиковое значение времени релаксации Т₂ (73,475 мкс) для песчаного образца со 100%-й насыщенностью инокулятом после старения в течение 6 дней используется для случая 100%-го насыщения водной фазой (8_те=1). Если эти данные применить к вычислению показателя смачиваемости для песчаного образца 210, то можно исключить эффект изменения сродства к поверхности, обусловленный образованием биопленки, поскольку смещение пикового значения времени релаксации Т₂ для песчаного образца со 100%-й насыщенностью инокулятом после старения может возникнуть только как следствие роста биопленки на этом песчаном образце. Использование уравнения (33), данных из табл. 4-3 и программной компоненты для вычисления показателя смачиваемости дает значение показателя смачиваемости Ш!^__ЕОк для водной фазы (при остаточной нефтенасыщенности 8_Ог2 после МПНОМ-процесса, выполненного на песчаном образце 210), равное 0,92. Следовательно, такое значение показателя смачиваемости определяется только изменением степени охвата поверхности, вызываемым штаммом микроорганизмов, изменяющих поверхностные (межфазные) свойства смачиваемости. Этот штамм микроорганизмов, изменяющих поверхностные/межфазные свойства смачиваемости песка, может способствовать выделению нефти из песка и, следовательно, уменьшению степени охвата поверхности нефтяной фазой и увеличению степени охвата поверхности водной фазой.

Таблица 4-3

Тгв,№2 (мс)	Т2В,0 (МС)	Τ2,ψ(3χν=1) (мс)	Т2,о(8о=1) (мс)	Τ2ψ(8ογ2) (мс)	8\ν2	Т2,о(§о1) (мс)	8οϊ
2249,7	68,335	73,475	54,974	73,475	0,919	59,109	0,865

Ясно, что методика ЯМР-исследований, представленная в настоящем описании изобретения, может быть использована для подтверждения или определения относительной эффективности процессов извлечения нефти, в частности процессов третичного извлечения нефти, для конкретных типов породколлекторов. Следовательно, существует возможность выбора оптимального или наиболее подходящего для данного коллектора процесса извлечения нефти.

Хотя приведенные выше примеры демонстрируют применение способов, соответствующих настоящему изобретению, в лабораторных условиях, представляется, что эти способы были бы также полезны и за пределами лаборатории, например на нефтяном месторождении, где было бы желательным измерение смачиваемости и/или ее изменения.

Например, на месторождении можно провести эксперименты с использованием скважинного ЯМРкаротажа для получения данных по смачиваемости в области нефтегазоносного пласта, расположенной вокруг скважины. ЯМР-данные для водной фазы в свободном объеме могут быть получены на месторождении с помощью скважинного ЯМР-каротажа нижележащего водоносного пласта, гидравлически со- 30 029719

общающегося с данным нефтегазоносным пластом. ЯМР-данные для нефтяной фазы в свободном объеме могут быть получены с использованием образца нефти, извлеченного из данного нефтегазоносного пласта.

Может возникнуть необходимость определения начальной нефтенасыщенности как основы вычислений с целью количественной оценки начальных геологических запасов нефти в пласте. Кроме того, может потребоваться профиль насыщенности.

Представляется также возможным выполнение оценки степени изменений свойств смачиваемости пород в данном пласте и/или повреждений этого пласта, которые могут быть вызваны процессом бурения с использованием ЯМР.

При бурении скважины ее ствол обычно заполняется промывочной жидкостью (также именуемой буровым раствором). Промывочная жидкость может просачиваться сквозь стенки ствола скважины и проникать в примыкающую к скважине область пласта, что, в свою очередь, может приводить к вытеснению нефти из скважины.

Ясно, что условия насыщения в примыкающей к скважине области пласта будут изменяться с расстоянием от ствола скважины, что является следствием проникновения в пласт промывочной жидкости. Например, из-за проникновения промывочной жидкости в пласт порода, находящаяся в непосредственной близости от ствола скважины, может иметь уровень нефтенасыщенности, отличающийся от первоначального уровня нефтенасыщенности пласта. Измеряя свойства смачиваемости в примыкающей к скважине области с помощью скважинного прибора ЯМР-каротажа, можно установить степень проникновения промывочной жидкости путем определения расстояния до ствола скважины области, в которой порода имеет первоначальный уровень нефтенасыщенности.

Таким образом, можно выполнить сравнительный анализ изменений смачиваемости в примыкающей к скважине области пласта, обусловленных присутствием в пласте промывочной жидкости.

Свойства смачиваемости пласта могут изменяться при использовании промывочной жидкости на углеводородной основе с поверхностно-активным веществом. Это объясняет возможность использования способа, предлагаемого в настоящем изобретении, для оценки и/или сравнения влияния различных промывочных жидкостей/буровых растворов на свойства смачиваемости породы пласта, находящейся в непосредственной близости от ствола скважины.

Можно также провести сравнительные исследования смачиваемости после процессов вторичного (заводнение водой/солевым раствором) или третичного (МПНОМ) извлечения нефти.

Следует также отметить, что ЯМР-каротаж может быть проведен в нагнетательных и/или эксплуатационных скважинах. Например, в случае нагнетательной скважины можно использовать ЯМР-каротаж для измерения времени релаксации флюида в непосредственной близости от ствола скважины. Так, представляется возможным определить, сколько нефти осталось в области пласта, находящейся в непосредственной близости от ствола скважины, например после заводнения или МПНО-процесса.

Ясно, что метод протонного ('Н) ЯМР может быть, в частности, очень полезен при изучении пористых сред, содержащих флюиды, включающие водную и углеводородные фазы. Тем не менее, предполагается, что и другие типы ЯМР могут быть полезны для исследования других систем многофазных флюидов в пористых средах и что принципы настоящего изобретения могут быть применены при использовании этих других типов ЯМР-спектроскопии.

Claims (9)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ определения свойств смачиваемости флюидсодержащей пористой среды, включающий получение нескольких блоков данных измерений, выполненных с использованием ЯМРспектроскопии, каждый из которых является характеристическим в отношении времени релаксации флюида, содержащегося внутри пористой среды при определенной флюидонасыщенности

   в различные моменты времени, или в различных точках этой пористой среды, или

   на различных этапах до, после и/или во время выполнения по меньшей мере одного из процессов первичного, вторичного или третичного извлечения флюида;

   получение эталонных данных с использованием ЯМР-спектроскопии, являющихся характеристическими в отношении одной или более величин времени релаксации флюида;

   вычисление показателя смачиваемости для каждого из нескольких блоков данных измерений, соответственно, на основе различий между полученными данными измерений и полученными эталонными данными, причем каждый показатель смачиваемости является характеристическим в отношении свойств смачиваемости пористой среды при определенной флюидонасыщенности; и

   вычисление, на основе сравнения вычисленных показателей смачиваемости, ЯМР-коэффициента изменения показателя смачиваемости, являющегося характеристическим в отношении изменения свойств смачиваемости пористой среды.
2. 2. Способ согласно п.1, включающий шаг получения параметрических данных, характеризующих параметры, относящиеся к размеру пор, капиллярному давлению, флюидонасыщенности пористой среды

   - 31 029719

   и/или высоты над уровнем зеркала свободной воды в пористой среде, для вычисления показателя смачиваемости как функции этих параметров.
3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором упомянутые различные точки пористой среды относятся к первой и второй скважинам, проходящим сквозь пористую среду, причем вычисленный коэффициент изменения показателя смачиваемости характеризует изменение свойств смачиваемости пористой среды между обеими этими скважинами.
4. 4. Способ по одному из пп.1-3, в котором флюид, находящийся в пористой среде, содержит по меньшей мере два несмешиваемых компонента или фазы, а показатель смачиваемости вычисляется по меньшей мере для одного из этих компонентов флюида или фазы.
5. 5. Способ по одному из пп.1-4, в котором эталонные данные содержат результаты одного или более измерений времени релаксации, выполненных с использованием ЯМР-спектроскопии на образце

   пористой среды, насыщенной единственной водной фазой; пористой среды, насыщенной единственной нефтяной фазой; и/или

   водной фазы и/или нефтяной фазы в свободном объеме, соответствующих фазам, содержащимся в этой пористой среде.
6. 6. Способ по одному из пп.1-5, включающий нормализацию данных измерений на основе эталонных данных.
7. 7. Способ по одному из пп.1-6, в котором измерения времени релаксации представляют собой измерения времени спин-спиновой (поперечной) релаксации, выполняемые с помощью ЯМР-спектроскопии.
8. 8. Способ по одному из пп.1-7, в котором пористая среда представляет собой пласт породыколлектора, образец этой породы или модель этой породы.
9. 9. Система для осуществления способа по п.1, содержащая

   средство получения данных, предназначенное для получения данных измерений с использованием ЯМР-спектроскопии, каждое из которых является характеристическим в отношении времени релаксации флюида, содержащегося внутри пористой среды при определенной флюидонасыщенности

   в различные моменты времени, или в различных точках этой пористой среды, или

   на различных этапах до, после и/или во время выполнения по меньшей мере одного из процессов первичного, вторичного или третичного извлечения флюида;

   средство получения данных, предназначенное для получения эталонных данных с использованием ЯМР-спектроскопии, являющихся характеристическими в отношении одной или более величин времени релаксации флюида;

   компьютерно-реализуемое средство, предназначенное для вычисления, на основе различий между полученными несколькими блоками данных измерений и полученными эталонными данными, показателя смачиваемости для каждого из нескольких блоков данных измерений соответственно, причем каждый показатель смачиваемости является характеристическим в отношении свойств смачиваемости пористой среды при определенной флюидонасыщенности; и

   компьютерно-реализуемое средство, предназначенное для вычисления, на основе сравнения вычисленных показателей смачиваемости, ЯМР-коэффициента изменения показателя смачиваемости, являющегося характеристическим в отношении изменения свойств смачиваемости пористой среды.

   Керновые образцы №156 и №157 при 5Ц = 100%

   - 32 029719