RU2455483C2 - Method for estimation of degree of carbonate rocks jointing by parameter of diffusion-adsorption activity - Google Patents

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method involves the following stages: saturation of core with analogue of brine water, measurement of self-potential of diffusion origin E∂, measurement of electrochemical potential E∂a in preset time intervals, determination of diffusion-adsorption activity A∂a and absolute error of measurement ΔA∂a by mathematical expression, and application of ΔA∂a values obtained for quantitative estimation of hydrophoby of the first space. At that besides estimation of hydrophoby of the first space, degree of jointing in structure of core voids is estimated by A∂a>ΔA∂a value, intensity of jointing is increasing upon increasing of A∂a value.

EFFECT: optimisation of core petrophysical investigations and provision of quantitative estimation of degree of carbonate rock jointing based on these investigations.

2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей, а также при интерпретации ГИС (геофизических исследований скважин).The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of oil and gas deposits, as well as in the interpretation of well logging (geophysical studies of wells).

История вопроса.The history of the issue.

В практике разработки нефтяных месторождений одним из способов увеличения нефтеотдачи является правильная расстановка эксплуатационных скважин на месторождении с учетом его геологического строения и особенности свойств пластов-коллекторов и флюидоупоров. Большое значение для реализации данного способа имеет гидродинамически обоснованный расчет темпов отбора флюида из залежи и постоянный контроль за продвижением водонефтяного или газонефтяного контакта в процессе разработки местрождения.In the practice of developing oil fields, one of the ways to increase oil recovery is the correct placement of production wells in the field, taking into account its geological structure and features of the properties of reservoirs and fluid reservoirs. Of great importance for the implementation of this method is the hydrodynamically justified calculation of the rate of fluid withdrawal from the reservoir and constant monitoring of the progress of the oil-water or gas-oil contact during the development of the field.

Увеличения нефтеоотдачи методом вытеснения, как известно, добиваются поддержанием давления в пласте путем закачки в проницаемые горизонты воды или свободного газа. Однако известные технологии не позволяют добиться полного извлечения нефти из пласта в связи с неоднородностью фильтрационных свойств продуктивного пласта по площади и разрезу, в то время как уменьшение мощности пласта-коллектора сопровождается снижением его проницаемости. Проблема неоднородности возрастает с усложнением типа коллектора и становится определяющей как при моделировании залежи в расчетах сетки добывающих и нагнетающих скважин, так и выборе режимов работы отдельных скважин.Increased oil recovery by the displacement method is known to be achieved by maintaining pressure in the reservoir by injecting water or free gas into permeable horizons. However, the known technologies do not allow to achieve complete extraction of oil from the reservoir due to the heterogeneity of the filtration properties of the productive formation by area and section, while a decrease in the reservoir thickness is accompanied by a decrease in its permeability. The problem of heterogeneity increases with the complexity of the reservoir type and becomes crucial both in modeling reservoirs in the calculations of the grid of production and injection wells, and in the selection of operating modes for individual wells.

Процесс искусственного заводнения трещинных коллекторов с целью повышения их нефтеотдачи хорошо изучен, при этом для терригенных и карбонатных коллекторов установлена закономерность снижения пористости и проницаемости с увеличением неоднородности пласта. С другой стороны - интенсивность трещиноватости коллектора и характер его микротрещин несут информацию о нефтенасыщенности пласта.The process of artificial flooding of fractured reservoirs in order to increase their oil recovery has been well studied, while a pattern of decrease in porosity and permeability with increasing heterogeneity of the reservoir has been established for terrigenous and carbonate reservoirs. On the other hand, the intensity of the fracture of the reservoir and the nature of its microcracks carry information about the oil saturation of the formation.

В последние годы приобрела весьма актуальное значение проблема изучения трещин карбонатных коллекторов, поскольку в настоящее время в мире более 60% добываемой нефти приурочено именно к этим коллекторам.In recent years, the problem of studying cracks in carbonate reservoirs has become very relevant, since currently more than 60% of the oil produced in the world is confined to these reservoirs.

Карбонатные породы отличаются особенно сложной структурой пустот. Каждый структурно-генетический тип характеризуется своим строением порового пространства, неравномерное растворение и цементация вновь образованным кальцитом и сульфатами еще больше осложняют обстановку, разделяют единый массив на отдельные блоки, и только трещины различной генерации увязывают все это в единую гидродинамическую систему. Преимущественное развитие трещиноватости происходит в разностях пород с низкими значениями первичной пористости. Нефтеотдача такого коллектора зависит от структуры порового пространства блоков матрицы породы, от поверхностных свойств пород (гидрофильности, гидрофобности, густоты и раскрытия трещин и др.). Отмечено в ряде случаев, что даже разный режим разработки залежи влияет на получение из таких коллекторов преимущественно либо нефти, либо воды.Carbonate rocks are characterized by a particularly complex structure of voids. Each structural-genetic type is characterized by its pore space structure, uneven dissolution and cementation of newly formed calcite and sulfates complicate the situation even more, divide a single massif into separate blocks, and only cracks of different generation link all this into a single hydrodynamic system. The predominant development of fracturing occurs in rock differences with low primary porosity. The oil recovery of such a reservoir depends on the structure of the pore space of the rock matrix blocks, on the surface properties of the rocks (hydrophilicity, hydrophobicity, density and crack opening, etc.). It has been noted in a number of cases that even a different mode of reservoir development affects the production of mainly oil or water from such reservoirs.

Как известно (Поспелов В.В. Некоторые особенности разработки залежей нефти в цеолитосодержащих породах фундамента//Нефтегазовая геофизика, №3 - 2008 г.), специфика заводнения трещинных коллекторов связана с присутствием в них двух систем пустотного пространства - макротрещин (раскрытостью более 0,1 мм) и специфического их обрамления из микротрещин (раскрытостью в пределах 10^-4-10^-1 мм) и микропор (раскрытостью в пределах 2·10^-6-10^-4 мм). Размер этих участков обрамления по нормали к трещине не превышает 2-3 см и/или 8-10 см, однако объем нефти в микротрещинах и микропорах коллектора может быть достаточно большим. Существующая тесная связь скорости капиллярной пропитки (вытеснения) с интенсивностью трещиноватости коллектора объясняется тем, что вытеснение нефти водой из микропор матрицы подчиняется законам капиллярности. Скорость вытеснения нефти из микропор отстает по времени от пропитки основных поровых каналов и макрокаверн, в которых движение флюидов происходит по линейному закону фильтрации с учетом гравитационного эффекта. При этом гидрофильность микропор является благоприятным фактором для спонтанного капиллярного обмена между нефтенасыщенной матрицей и закачиваемой водой, заполняющей макротрещины.As is known (Pospelov V.V. Some features of the development of oil deposits in zeolite-bearing basement rocks // Oil and Gas Geophysics, No. 3 - 2008), the specificity of flooding of fractured reservoirs is associated with the presence of two systems of void space in them - macrocracks (with openings greater than 0, 1 mm) and their specific framing from microcracks (openness within 10 ^-4 -10 ^-1 mm) and micropores (openness within 2 · 10 ^-6 -10 ^-4 mm). The size of these framing sections normal to the crack does not exceed 2-3 cm and / or 8-10 cm, however, the volume of oil in microcracks and micropores of the reservoir can be quite large. The existing close relationship between the rate of capillary impregnation (displacement) and the intensity of fracturing of the reservoir is explained by the fact that the displacement of oil by water from the micropores of the matrix obeys the laws of capillarity. The rate of oil displacement from micropores lags in time from the impregnation of the main pore channels and macro caverns, in which the fluid flows according to the linear law of filtration, taking into account the gravitational effect. At the same time, the hydrophilicity of micropores is a favorable factor for spontaneous capillary exchange between an oil-saturated matrix and injected water filling macrocracks.

Оценку интенсивности проявления трещиноватости в объеме пустот, как правило, производят на основе анализа петрофизических зависимостей «керн-керн», «керн-геофизика». Например, на основании зависимости вида P_n=f(k_n). Недостатком этого метода является большая погрешность оценки трещиноватости пород. Это обусловлено тем, что исследования в лабораторных условиях производятся при атмосферном давлении, то есть реальная зависимость параметра пористости от коэффициента пористости P_n=f(k_n) с учетом скважинных термобарических факторов может изменить определяемые коэффициенты пористости по сравнению с зависимостью, построенной при атмосферных условиях. Пластовое давление при этом сказывается незначительно, особенно для коллекторов, и им можно пренебречь. Но температура вызывает снижение параметра пористости вследствие изменения поверхностной проводимости. Причем, наиболее существенно для глинистых пород, насыщенных водами низкой минерализации. Это приводит к уменьшению структурного показателя m.Assessment of the intensity of manifestation of fracturing in the volume of voids, as a rule, is carried out on the basis of the analysis of the petrophysical dependencies “core-core”, “core-geophysics”. For example, based on a relationship of the form P _n = f (k _n ). The disadvantage of this method is the large error in evaluating the fracturing of rocks. This is due to the fact that laboratory studies are performed at atmospheric pressure, that is, the real dependence of the porosity parameter on the porosity coefficient P _n = f (k _n ) taking into account borehole thermobaric factors can change the determined porosity coefficients compared to the dependence constructed under atmospheric conditions . In this case, reservoir pressure is insignificant, especially for reservoirs, and can be neglected. But the temperature causes a decrease in the porosity parameter due to changes in surface conductivity. Moreover, it is most significant for clayey rocks saturated with waters of low salinity. This leads to a decrease in the structural parameter m.

Неучет пластовых условий, характерных для естественного залегания коллекторов, может приводить к занижению или завышению определяемой величины запасов нефти и газа в зависимости от того, каким методом определяют подсчетные параметры. Так, если емкостные свойства коллектора определяют по результатам исследования керна лабораторными методами в атмосферных условиях, то ошибка при подсчете запасов, возникающая только из-за неучета влияния пластовых условий на коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, может достигать десятка процентов в сторону завышения запасов.Failure to take into account reservoir conditions characteristic of the natural occurrence of reservoirs can lead to an underestimation or overstatement of the determined amount of oil and gas reserves, depending on the method used to determine the estimated parameters. So, if the reservoir capacitive properties are determined by the results of core testing by laboratory methods under atmospheric conditions, the error in calculating reserves, arising only due to the neglect of the influence of reservoir conditions on the porosity and oil saturation coefficients, can reach ten percent towards overstatement of reserves.

Сопоставление результатов исследований фазовых проницаемостей образцов керна и структуры их порового пространства с использованием прокрашенных смолой петрографических шлифов позволяет установить надежные связи между величиной эффективной емкости, определенной стандартным методом и в шлифах. Наиболее надежная связь отмечается между фильтрационными характеристиками образцов керна и соотношением диаметров каналов, присутствующих в них. Поскольку крупные поры и каналы хорошо видны в прокрашенных смолой шлифах, то по результатам определения их площади можно прогнозировать величину остаточной нефтенасыщенности (КНО) образцов.A comparison of the results of studies of the phase permeability of core samples and the structure of their pore space using resin-stained petrographic thin sections allows us to establish reliable relationships between the effective capacity determined by the standard method and in thin sections. The most reliable connection is noted between the filtration characteristics of core samples and the ratio of the diameters of the channels present in them. Since large pores and channels are clearly visible in thin sections stained with resin, the residual oil saturation (CCW) of the samples can be predicted from the results of determining their area.

Метод количественной оценки трещиноватости горных пород по керну основан на определении удельной поверхности трещин - суммарной площади поверхностей трещин, приходящихся на единицу объема породы. От этого параметра можно перейти к трещинной проницаемости и емкости (пористости).The method of quantitative assessment of rock fracturing by core is based on the determination of the specific surface of the cracks - the total surface area of the cracks per unit volume of the rock. From this parameter it is possible to pass to fracture permeability and capacity (porosity).

Кроме того, изучение коллекторских свойств горных пород по керну ограничено тем, что объем керна весьма мал и выход его обычно незначительный, особенно в зонах повышенной трешиноватости. При изучении трещиноватости пород в керне необходимо наряду с послойным литологическим описанием, где особое внимание обращается на текстурные и структурные особенности пород, делать зарисовки трещин, подсчитывать их количество, измерять раскрытость (ширину), тщательно описывать характер выполнения трещин, вести морфологические описания. Это удобно делать на выпиленном ориентированном кубике керна, но трудно ориентировать образцы относительно стран света.In addition, the study of the reservoir properties of rocks by core is limited by the fact that the core volume is very small and its yield is usually insignificant, especially in areas of increased cracking. In studying the fracturing of rocks in the core, it is necessary, along with a layered lithological description, where special attention is paid to the textural and structural features of the rocks, make sketches of the cracks, calculate their number, measure the openness (width), carefully describe the nature of the execution of the cracks, and conduct morphological descriptions. It is convenient to do this on a sawed oriented core cube, but it is difficult to orient the samples relative to the countries of the world.

С другой стороны, изучение параметра смачиваемости исследуемого коллектора позволяет оценить нефтенасыщенность пласта и условия повышения нефтеотдачи, зависимые от характера трещиноватости. Как известно (Королев В.А., Некрасова М.А., Полищук С.Л. Роль электроповерхностных явлений в механизмах вторичной миграции нефти. «Геология нефти и газа», №6 - 1997), электроповерхностные явления в системах пустотного пространства пласта оказывают определенное влияние не только в процессе передвижения, но и в процессе аккумуляции углеводородов в земной коре. Механизм вторичной миграции нефти с участием сил электроосмоса и электроповерхностных явлений наиболее интенсивно происходит в тонкопористых дисперсных водонасыщенных породах, т.е. там, где параметры двойного электрического слоя (ДЭС), развитые на противоположных стенках пор, соизмеримы с параметрами порового пространства. То есть для качественной оценки смачиваемости можно использовать результаты измерений удельного сопротивления. Высокие удельные сопротивления указывают либо на низкую водонасыщенность пористой среды, либо на отсутствие непрерывности водной фазы, что характерно для гидрофобных систем (Тульбович Б.И. Методы изучения пород - коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1979 г.).On the other hand, the study of the wettability parameter of the studied reservoir allows us to evaluate the oil saturation of the formation and the conditions for increasing oil recovery, depending on the nature of the fracture. As is known (Korolev V.A., Nekrasova M.A., Polishchuk S.L. Role of electro-surface phenomena in the mechanisms of secondary oil migration. “Geology of oil and gas”, No. 6 - 1997), electro-surface phenomena in systems of formation void space have a certain influence not only in the process of movement, but also in the process of accumulation of hydrocarbons in the earth's crust. The mechanism of secondary oil migration with the participation of electroosmosis forces and electro-surface phenomena occurs most intensively in finely porous dispersed water-saturated rocks, i.e. where the parameters of the double electric layer (DEL) developed on the opposite walls of the pores are commensurate with the parameters of the pore space. That is, for a qualitative assessment of wettability, you can use the results of measurements of resistivity. High resistivities indicate either a low water saturation of the porous medium, or the lack of continuity of the aqueous phase, which is typical for hydrophobic systems (Tulbovich B.I. Methods of studying rocks - oil and gas reservoirs. - M .: Nedra, 1979).

Известен способ оценки смачиваемости поверхности перового пространства керна в лабораторных условиях методом оценки степени гидрофобности перового пространства горных пород с использованием диффузионно-адсорбционной активности (патент РФ №22371262, Е21В 49/00, 2004 г.), взятый за прототип.A known method for assessing the wettability of the surface of the feather core space in laboratory conditions by assessing the degree of hydrophobicity of the feather space of rocks using diffusion-adsorption activity (RF patent No. 22371262, ЕВВ 49/00, 2004), taken as a prototype.

Способ основан на оценке диффузионно-адсорбционной активности, обусловленной двойным электрическим слоем (ДЭС) на границе твердой и жидкой фаз. При реализации известного способа осуществляют насыщение керна аналогом пластовой воды, производят измерение естественного потенциала диффузионного происхождения Е∂ и электрохимического потенциала Е∂а и определяют параметр диффузионно-адсорбционной активности А∂а керна, на основе которого осуществляют количественную оценку гидрофобности порового пространства. Известный способ оптимизирует процесс оценки смачиваемости за счет расширения информативности параметра А∂а и обеспечивает количественную оценку гидрофобности породы без необходимости учета пластовых условий.The method is based on the assessment of diffusion-adsorption activity due to the double electric layer (DEL) at the interface between solid and liquid phases. When implementing the known method the core is saturated analogue of formation water, produced natural potential measurement origin E∂ diffusion and electrochemical potential E∂ and determine the parameter of the diffusion-adsorption activity A∂ a core on which is carried quantify the hydrophobicity of the pore space. The known method optimizes the process of evaluating wettability by expanding the information content of the parameter A∂ a and provides a quantitative assessment of the hydrophobicity of the rock without the need for reservoir conditions.

Задачей настоящего изобретения является оптимизация комплекса петрофизических исследований керна за счет расширения функциональных возможностей применения параметра А∂а, используемого при создании петрофизической основы интерпретации геофизических методов исследования скважин, и обеспечения на его основе количественной оценки степени трещиноватости карбонатных пород.The objective of the present invention is to optimize the complex of petrophysical core studies by expanding the functionality of using the parameter A ∂ a , used to create a petrophysical basis for interpreting geophysical methods for researching wells, and providing a quantitative estimate of the degree of fracture of carbonate rocks based on it.

Поставленная задача решается следующим образом.The problem is solved as follows.

В процессе реализации способа оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности, включающего этапы насыщения керна аналогом пластовой воды, измерения естественного потенциала диффузионного происхождения Е∂, измерения через заданные промежутки времени электрохимического потенциала Е∂а, определения по математическому выражению диффузионно-адсорбционную активности А∂а и абсолютной погрешности измерения ΔА∂а, и применяя полученные значения для количественной оценки гидрофобности порового пространства, по величине значения А∂а〉ΔА∂а оценивают степень трещиноватости в структуре пустотного пространства керна, интенсивность которой возрастает с увеличением значения А∂а.In the process of implementing a method for assessing the degree of fracture of carbonate rocks through a parameter of diffusion-adsorption activity, which includes the steps of saturating a core with an analog of formation water, measuring the natural potential of diffusion origin Е∂, measuring at specified intervals of time the electrochemical potential Е∂ а , determining diffusion-adsorption by mathematical expression activity A∂ a and absolute measurement error ΔA∂ a, and employing the obtained values to quantify hydrophobicity STI pore space in magnitude values and A∂> ΔA∂ and evaluate the degree of fissuring in the structure of the hollow core space, whose intensity increases with increasing values A∂ a.

Предложенный способ оценки степени трещиноватости карбонатных низкопористных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности имеет следующие преимущества по сравнению с известными:The proposed method for assessing the degree of fracture of carbonate low-porous rocks through the parameter of diffusion-adsorption activity has the following advantages compared to the known ones:

- наряду с обязательным определением параметра диффузионно-адсорбционной активности А∂а, входящим в обязательный комплекс ГИС (метод ПС), решается вопрос оценки степени трещиноватости карбонатных пород, что расширяет информативность метода исследований и сокращает время проведения исследований;- along with the obligatory determination of the parameter of diffusion-adsorption activity A∂ a , which is part of the mandatory GIS complex (PS method), the issue of assessing the degree of fracturing of carbonate rocks is solved, which extends the informational content of the research method and reduces the time for research;

- обеспечивается информативность опенки керна, поскольку охватывается весь объем пустот керна (в отличие от анализа ограниченной площади керна при исследовании шлифа);- informativeness of the core evaluation is ensured, since the entire volume of core voids is covered (in contrast to the analysis of the limited core area in the study of thin sections);

- повышается точность исследований, поскольку использование параметра А∂а для разделения керна по структуре пустот по интенсивности проявления трещиноватости позволяет получить уравнения регрессии «керн-керн» (например, вида Pn=f(Kn)) с большим коэффициентом регрессии R,- the accuracy of the studies is increased, since the use of the parameter A∂ а for core separation according to the structure of voids according to the intensity of the manifestation of fracturing makes it possible to obtain core-regression equations (for example, of the form Pn = f (Kn)) with a large regression coefficient R,

- обеспечивается достоверность оценки степени трещиноватости, поскольку определяемый параметр А∂а не зависит от пластовых условий и определяется только распределением внутрипоровой воды в породе,- the reliability of estimating the degree of fracturing is ensured, since the determined parameter A∂ а does not depend on reservoir conditions and is determined only by the distribution of intra-pore water in the rock,

- высокая достоверность количественной оценки степени трещиноватости карбонатных пород повышает точность прогноза нефтенасыщенности пласта.- the high reliability of the quantitative assessment of the degree of fracturing of carbonate rocks increases the accuracy of the prediction of oil saturation of the reservoir.

С точки зрения промышленной применимости предложенный способ отличается простотой и экономичностью, так как определение А∂а проводится на стандартных образцах керна, пропитанных аналогом пластовой воды, что не требует применения специальной люминесцентной жидкости или смол, а также использования микроскопа для изучения шлифов.From the point of view of industrial applicability, the proposed method is simple and economical, since A∂ a is determined on standard core samples impregnated with an analog of produced water, which does not require the use of a special luminescent liquid or resins, as well as the use of a microscope to study thin sections.

На фиг.1 и фиг.2 представлены данные по минералогическому составу и графики регрессионных зависимостей «керн-керн» вида Pn=f(Kn) по отдельным карбонатным отложениям Башкортостана, анализ которых проведен предложенным способом оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности.Figure 1 and figure 2 presents data on the mineralogical composition and graphs of the regression dependences of the "core-core" of the form Pn = f (Kn) for individual carbonate deposits of Bashkortostan, the analysis of which was carried out by the proposed method for assessing the degree of fracture of carbonate rocks through the diffusion-adsorption parameter activity.

На фиг.1. показаны минералогический состав и регресионные зависимости вида Pn=f(Kn) по керну турнейского яруса Спаской площади (Башкортостан).In figure 1. The mineralogical composition and regression dependences of the type Pn = f (Kn) are shown for the core of the Tournaisian stage of Spaska Square (Bashkortostan).

На фиг.2 показаны минералогический состав и регрессионные зависимости вида Pn=f(Kn) по керну нижнепермских отложений Цветаевского месторождения (Башкортостан).Figure 2 shows the mineralogical composition and regression dependences of the type Pn = f (Kn) for the core of the Lower Permian deposits of the Tsvetaevskoye field (Bashkortostan).

На практике предложенный способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности реализуется следующим образом.In practice, the proposed method for assessing the degree of fracture of carbonate rocks through the parameter of diffusion-adsorption activity is implemented as follows.

Поскольку микротрещины исследуемого керна по раскрытости соответствуют капиллярным и субкапиллярным порам, находящаяся в них жидкость влияет на параметр Е∂а и, соответственно, на параметр А∂а. В связи с этим работы с керном по оценке степени трещиноватости карбонатных пород проводятся согласно известной методике измерения параметра А∂а (Виноградов В.Г., Дахнов А.В. и др. Практикум по петрофизике. - М.: Недра, 1990 г.). Анализ керна осуществляют в следующей последовательности:Since the microcracks of the core under investigation correspond to capillary and subcapillary pores in terms of openness, the liquid in them affects the parameter E∂ a and, accordingly, the parameter A∂ a . In this regard, core work to assess the degree of fracturing of carbonate rocks is carried out according to the well-known method for measuring the parameter A∂ a (Vinogradov V.G., Dakhnov A.V. et al. Petrophysics Workshop. - M .: Nedra, 1990. ) Core analysis is carried out in the following sequence:

- приготавливают рабочие растворы соли NaCl с концентрациями C₁ и C₂, являющимися аналогами пластовой воды и промывочной жидкости соответственно;- prepare working solutions of NaCl salt with concentrations of C ₁ and C ₂ , which are analogues of formation water and wash fluid, respectively;

- насыщают керн аналогом пластовой воды;- saturate the core with an analog of produced water;

- собирают электрохимическую цепь для измерения диффузионного потенциала Е∂ и производят измерение Е∂ посредством измерительных средств напряжения;- collect the electrochemical circuit to measure the diffusion potential E∂ and measure E∂ by means of voltage measuring means;

- собирают электрохимическую цепь для измерения величины диффузионно-адсорбционного потенциала Е∂а и производят измерение Е∂а через заданные промежутки времени до установления Е∂а=const.;- collect the electrochemical circuit to measure the value of the diffusion-adsorption potential E∂ a and measure E∂ a at specified intervals until the establishment of E∂ a = const .;

- рассчитывают значения А∂а по формуле:- calculate the values of A and according to the formula:

;

;

- рассчитывают абсолютную погрешность ΔА∂а измерения параметра диффузионно-адсорбционной активности;- calculate the absolute error ΔA∂a measuring the parameter of diffusion-adsorption activity;

- на основании проводимых измерений производят оценку степени трещиноватости в объеме пустот исследуемого керна.- based on the measurements carried out, an assessment is made of the degree of fracturing in the volume of voids of the core under study.

Трещиноватость в структуре пустотного пространства керна проявляется при условии А∂а〉ΔА∂а. С увеличением значений А∂а интенсивность проявления микротрещиноватости в объеме пустот породы возрастает.Fracturing in the structure of the core void space is manifested under the condition A∂ a 〉 ΔA∂ a . With an increase in A∂a values, the intensity of the manifestation of microcracking in the volume of rock voids increases.

Таким образом, при условии А∂а〉ΔА∂а поверхность перового пространства породы в большей степени гидрофильна, и условие А∂а〉ΔА∂а можно использовать как «индикатор» интенсивности проявления трещиноватости в структуре пустотного пространства породы.Thus, under the condition A∂ а 〉 ΔА∂ а, the surface of the rock feather space is more hydrophilic, and the condition А∂ а 〉 ΔА∂ а can be used as an “indicator” of the intensity of the manifestation of fracturing in the structure of the void space of the rock.

Анализ графиков, представленных на фиг.1 и фиг.2, показывает, что структурные коэффициенты m в уравнениях регрессии Pn=f(Kn) при А∂а〉ΔА∂а имеют значения m=1,16 и m=1,01 соответственно. Следовательно именно эти коллекции керна по структуре порового пространства наиболее трещиноватые, так как, согласно (Добрынин В.М., Вендельштейн В.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. - M.: Недра, 1991. - 368 с., Кобранова В.Н. Петрофизика. - M.: Недра, 1986. - 392 с.), для плотно сцементированных карбонатных пород, содержащих трещины, m намного меньше 2 и в пределе m→1.An analysis of the graphs presented in FIG. 1 and FIG. 2 shows that the structural coefficients m in the regression equations Pn = f (Kn) for A∂ a 〉 ΔA∂ a have values m = 1.16 and m = 1.01, respectively . Therefore, it is these core collections that are most fractured in pore space structure, since, according to (Dobrynin V.M., Vendelshtein V.Yu., Kozhevnikov D.A. Petrophysics. - M .: Nedra, 1991. - 368 p., Kobranova VN Petrophysics. - M .: Nedra, 1986. - 392 p.), For tightly cemented carbonate rocks containing cracks, m is much less than 2 and in the limit m → 1.

По представленным графикам (фиг.1, фиг.2) очевидно - когда в работе находится весь керн (верхние рисунки) - регрессионные зависимости отсутствуют, а при разделении керна в соответствии с данными (А∂а〈ΔА∂а) и керна в соответствии с данными (А∂а〉ΔА∂а) получаем регрессионные зависимости с высокими значениями R². При этом влиянием нерастворимого осадка на точность полученных результатов можно пренебречь. По минералогическому составу (по керну) представленные породы достаточно однородны (на фиг. №1 - известняк, на фиг. №2 - доломит), с малым содержанием нерастворимого остатка (меньше 5%). Поэтому, если даже нерастворимый осадок представлен глинистыми породами, вклад его в значения А∂а незначителен.According to the presented graphs (Fig. 1, Fig. 2) it is obvious - when the whole core is in operation (upper figures) - there are no regression dependencies, and when the core is separated in accordance with the data (А∂ а 〈ΔА∂ а ) and the core in accordance with data (А∂ а 〉 ΔА∂ а ) we obtain regression dependences with high values of R ² . In this case, the effect of insoluble precipitate on the accuracy of the results obtained can be neglected. According to the mineralogical composition (core), the rocks are fairly homogeneous (in Fig. No. 1 - limestone, in Fig. No. 2 - dolomite), with a low content of insoluble residue (less than 5%). Therefore, even if insoluble sediment is represented by clayey rocks, its contribution to the values of A∂ a is insignificant.

Таким образом, использование параметра А∂а для разделения керна по однородности структур пустот посредством интенсивности проявления трещиноватости позволяет получать уравнения регрессии «керн-керн» (например, вида Pn=f(Kn)) с большими коэффициентами регрессии R. Структурные коэффициенты m, полученные согласно уравнениям регрессии Pn=f(Kn), иллюстрируемым фиг.1 и фиг.2, являются дополнительным подтверждением правомерности использования предложенного способа оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности.Thus, the use of the parameter A∂ a for core separation according to the homogeneity of the void structures by means of the intensity of fracturing allows one to obtain the core-regression equations (for example, of the form Pn = f (Kn)) with large regression coefficients R. Structural coefficients m obtained according to the regression equations Pn = f (Kn), illustrated in figure 1 and figure 2, are additional confirmation of the legitimacy of using the proposed method for assessing the degree of fracture of carbonate rocks through the parameter diffusion adsor translational activity.

Claims (1)

Способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности, включающий этапы насыщения керна аналогом пластовой воды, измерения естественного потенциала диффузионного происхождения Е∂, измерения через заданные промежутки времени электрохимического потенциала Е∂а, определения по математическому выражению диффузионно-адсорбционной активности А∂а и абсолютной погрешности измерения ΔА∂а, и применение полученных значений ΔА∂а для количественной оценки гидрофобности порового пространства, отличающийся тем, что наряду с оценкой гидрофобности порового пространства по величине значения А∂а〉ΔА∂а оценивают степень трещиноватости в структуре пустотного пространства керна, интенсивность которой возрастает с увеличением значения А∂а. A method for assessing the degree of fracturing of carbonate rocks through a parameter of diffusion-adsorption activity, including the steps of saturating a core with an analog of formation water, measuring the natural potential of diffusion origin Е∂, measuring at given intervals of time the electrochemical potential Е∂ a , determining the diffusion-adsorption activity A∂ from a mathematical expression a and absolute measurement error ΔA∂ a, and application of the obtained values and ΔA∂ to quantify hydrophobicity pore etc. space, characterized in that, along with an estimate of hydrophobicity of the pore space in magnitude values and A∂> ΔA∂ and assess the degree of fracture in the structure of the core hollow space, whose intensity increases with increasing values A∂ a.

Images