RU2681973C1 - Diffusion-adsorption activity based rocks pore space surface wettability evaluation - Google Patents

Diffusion-adsorption activity based rocks pore space surface wettability evaluation Download PDF

Info

Publication number
RU2681973C1
RU2681973C1 RU2018114382A RU2018114382A RU2681973C1 RU 2681973 C1 RU2681973 C1 RU 2681973C1 RU 2018114382 A RU2018114382 A RU 2018114382A RU 2018114382 A RU2018114382 A RU 2018114382A RU 2681973 C1 RU2681973 C1 RU 2681973C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
diffusion
pore space
adsorption activity
wettability
rock
Prior art date
Application number
RU2018114382A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Людмила Михайловна Шишлова
Семен Петрович Гвоздик
Original Assignee
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" filed Critical Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет"
Priority to RU2018114382A priority Critical patent/RU2681973C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2681973C1 publication Critical patent/RU2681973C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N13/00—Investigating surface or boundary effects, e.g. wetting power; Investigating diffusion effects; Analysing materials by determining surface, boundary, or diffusion effects

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas industry and can be used with the oil and gas deposits development, with the wells geophysical studies (WGS) quantitative interpretation, and with the oil fields operation. Diffusion-adsorption activity based rocks pore space surface wettability evaluation includes the sample saturation with the formation water analogue, diffusional origin natural potential Eand electrochemical potential Emeasuring, the diffusion-adsorption activity determination, use of the diffusion-adsorption activity Avalue for the pore space hydrophobicity quantitative assessment, characterized in that determining the relative clay contentvalue based on the Aandvalues, obtaining the “core-core” petrophysical dependence of theform, determining the diffusion-adsorption activity Avalue, the corresponding to the reservoir – not a reservoir boundary, at that the reservoir area Ais less than A, determining the diffusion-adsorption activity Avalue, corresponding to the hydrophobic rock – the mixed wettability rock boundary and in accordance with the Avalue allocating the hydrophobic reservoir area, at which Ais less than Aand the mixed wettability area (A÷ A), at that, with the reservoir pore space greater hydrophilic surface Ais closer to the A= Avalue.EFFECT: technical result is the isolation of the pore space surface wettability region type at the quantitative level, simplification of the rocks pore space surface wettability assessing technology, expansion of the known petrophysical parameters using possibilities for the new purpose.1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и исследований скважин (ГИС), эксплуатации нефтяных месторождений. Может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей, при количественной интерпретации данных геофизических исследований скважин.The invention relates to the oil and gas industry and well research (GIS), the operation of oil fields. It can be used in the development of oil and gas deposits, in the quantitative interpretation of data from geophysical surveys of wells.

Известно [Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика - М.: «Недра», 1991 г., стр. 66], что горные породы по смачиваемости поверхности порового пространства бывают гидрофобными и гидрофильными, горная порода является гидрофильной или смачиваемой водой, когда пленка воды равномерно покрывает поверхность порового пространства породы, когда все активные центры поверхности заняты молекулами воды или гидратированными катионами - двойным электрическим слоем ДЭС, в противном случае - порода гидрофобная.It is known [Dobrynin V.M., Wendelstein B.Yu., Kozhevnikov D.A. Petrophysics - M .: Nedra, 1991, p. 66], that rocks are hydrophobic and hydrophilic on the wettability of the surface of the pore space, the rock is hydrophilic or wettable when the water film uniformly covers the surface of the pore space of the rock when all active centers of the surface are occupied by water molecules or hydrated cations - the double electric layer of DES, otherwise the rock is hydrophobic.

Оценка смачиваемости горных пород очень значима при интерпретации геофизических исследований скважин ГИС, если учесть, что двойной электрический слой (ДЭС), отличающийся по своим физическим свойствам от свободного раствора и оказывающий существенное влияние, как на коллекторские, так и на физические свойства горных пород, составляет значительную часть гидратной пленки на поверхности порового пространства. Смачиваемость пород имеет особое значение и для эксплуатации нефтяных месторождений, т.к. оказывает существенное влияние на процесс вытеснения нефти водой.Evaluation of the wettability of rocks is very significant in interpreting geophysical studies of well logs, given that the double electric layer (DES), which differs in physical properties from a free solution and has a significant effect on both reservoir and physical properties of rocks, is a significant part of the hydrated film on the surface of the pore space. The wettability of the rocks is of particular importance for the exploitation of oil fields, as has a significant impact on the process of oil displacement by water.

Наиболее известны следующие методы оценки смачиваемости.The best known are wettability assessment methods.

Известен способ П.А. Ребиндера [Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика - М: «Недра», 1991 г., стр. 68] количественной оценки смачиваемости изучаемого образца водой, определением коэффициентаThe known method P.A. Rebinder [Dobrynin V.M., Wendelstein B.Yu., Kozhevnikov D.A. Petrophysics - M: "Nedra", 1991, p. 68] quantitative assessment of the wettability of the test sample with water, determination of the coefficient

Figure 00000001
Figure 00000001

где Q1 - теплота смачивания одного грамма изучаемого вещества водой;where Q 1 is the heat of wetting of one gram of the studied substance with water;

Q2 - теплота смачивания того же вещества неполярной жидкостью, например, бензолом.Q 2 is the heat of wetting of the same substance with a non-polar liquid, for example, benzene.

Для преимущественно гидрофильных объектов β>1, для гидрофобныхFor predominantly hydrophilic objects β> 1, for hydrophobic

β<1.β <1.

Способ П.А. Ребиндера, имеющий четкую физическую основу, не получил, однако широкого применения в геофизической практике ввиду низких значений Q1 в породах - коллекторах, имеющих небольшую поверхность адсорбции, и вследствие этого - недостаточной надежности оценки степени гидрофобности объекта.Method P.A. The rebinder, which has a clear physical basis, has not received, however, widespread use in geophysical practice due to the low values of Q 1 in rocks — reservoirs having a small adsorption surface, and, as a result — insufficient reliability of estimating the degree of hydrophobicity of an object.

Известен также способ оценки фильно-фобных свойств, основанный на определении величины краевого угла смачивания θ [Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа - М.: «Недра», 1979 г., стр. 138]. Как известно, избирательная смачиваемость поверхности твердой фазы водой определяется величиной угла смачивания θ на границе воды и другой подвижной фазы в капилляре (воздух, газ, нефть). При θ=0 поверхность считается полностью гидрофильной; при θ=180° полностью гидрофобной; при 0°<θ<90° преимущественно гидрофобна. Используя данный метод, необходимо выполнять следующие условия: соблюдать гладкость исследуемой поверхности, исключать инверсию смачивания и т.д. Но гладкость поверхности на неоднородных поверхностях горных пород трудно обеспечить, другой недостаток - определяется смачиваемость участка поверхности, а не интегральная характеристика пород-коллекторов.There is also a method for assessing phylophobic properties based on determining the value of the contact angle θ [Tulbovich B.I. Methods for the study of reservoir rocks of oil and gas - M .: "Nedra", 1979, p. 138]. As is known, the selective wettability of the surface of a solid phase with water is determined by the wetting angle θ at the interface between the water and the other mobile phase in the capillary (air, gas, oil). At θ = 0, the surface is considered completely hydrophilic; at θ = 180 ° it is completely hydrophobic; at 0 ° <θ <90 ° it is predominantly hydrophobic. Using this method, it is necessary to fulfill the following conditions: observe the smoothness of the test surface, exclude wetting inversion, etc. But the smoothness of the surface on heterogeneous rock surfaces is difficult to ensure, another drawback is that the wettability of the surface area is determined, and not the integral characteristic of the reservoir rocks.

Для качественной оценки смачиваемости можно также использовать результаты измерений удельного электрического сопротивления. Высокие удельные сопротивления указывают либо на низкую водонасыщенность пористой среды, либо на отсутствие непрерывности водной фазы, что может наблюдаться в гидрофобных системах. [Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа - М.: «Недра», 1979 г., стр. 146]For a qualitative assessment of wettability, you can also use the results of measurements of electrical resistivity. High resistivities indicate either a low water saturation of the porous medium, or a lack of continuity of the aqueous phase, which can be observed in hydrophobic systems. [Tulbovich B.I. Methods for the study of reservoir rocks of oil and gas - M .: "Nedra", 1979, p. 146]

Известны методики оценки смачиваемости различных дисперсных веществ по определению методом ЯМР времени спин-решеточной релаксации T1 протонов при насыщении их водой и Т2 - при насыщении бензолом [Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. - М.: «Недра», 1991 г., стр. 68].Known methods for evaluating the wettability of various dispersed substances by NMR determination of the spin-lattice relaxation time of T 1 protons when saturated with water and T 2 when saturated with benzene [Dobrynin VM, Vendelypteyn B.Yu., Kozhevnikov DA Petrophysics. - M .: "Nedra", 1991, p. 68].

Для оценки поверхностно-адсорбционной активности предлагается отношениеTo evaluate the surface adsorption activity, the ratio

Figure 00000002
Figure 00000002

Известно, что для молекул объемной жидкости α≈1, тогда как для адсорбированных молекул α»1.It is known that for molecules of a bulk liquid α≈1, while for adsorbed molecules α »1.

Недостатком упомянутой методики следует считать то, что авторы характеризуют протоны жидкости, находящейся в порах породы, одним усредненным временем спин-решеточной релаксации, тогда, как известно, вода в порах состоит из нескольких фаз, которые характеризуются своим временем спин-решеточной релаксации.The disadvantage of this technique should be considered that the authors characterize the protons of the liquid located in the rock pores with one averaged spin-lattice relaxation time, while water in the pores is known to consist of several phases, which are characterized by their spin-lattice relaxation time.

Наибольший интерес для оценки смачиваемости порового пространства пород-коллекторов представляют динамические методы. Широко известен метод Аммота и Тульбовича [Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. - М.: «Недра», 1991 г., стр. 150-151].Of greatest interest for assessing the wettability of the pore space of reservoir rocks are dynamic methods. The method of Ammot and Tulbovich is widely known [Dobrynin V.M., Wendelstein B.Yu., Kozhevnikov D.A. Petrophysics. - M .: "Nedra", 1991, pp. 150-151].

Сущность метода заключается в капиллярном вытеснении воды из полностью водонасыщенного образца углеводородной жидкостью (керосином) с последующим вытеснением из образца углеводородной жидкости водой.The essence of the method is the capillary displacement of water from a completely water-saturated sample with a hydrocarbon liquid (kerosene), followed by the displacement of a hydrocarbon liquid from the sample with water.

В ходе эксперимента выполняют ряд взвешиваний, на основе результатов которых рассчитывают параметры, характеризующие избирательную смачиваемость породы водой и неполярной жидкостью. Капиллярное вытеснение производится центрифугированием.During the experiment, a number of weighings are performed, based on the results of which parameters are calculated that characterize the selective wettability of the rock with water and non-polar liquid. Capillary displacement is carried out by centrifugation.

Показатель смачиваемости М определяют по формулеThe wettability index M is determined by the formula

Figure 00000003
Figure 00000003

где m1 - масса образца после центрифугирования в керосине;where m 1 is the mass of the sample after centrifugation in kerosene;

m2 - масса образца после 20 часов пребывания в дистиллированной воде;m 2 is the mass of the sample after 20 hours in distilled water;

m3 - масса образца после центрифугирования в воде.m 3 is the mass of the sample after centrifugation in water.

Параметр М характеризует отношение объема керосина, вытесненного при капиллярной пропитке образца водой до центрифугирования, ко всему объему вытесненного керосина после центрифугирования. Для полностью гидрофобной породы М=1, для полностью гидрофильной М=0.The parameter M characterizes the ratio of the volume of kerosene displaced by capillary impregnation of the sample with water before centrifugation, to the entire volume of displaced kerosene after centrifugation. For a fully hydrophobic rock M = 1, for a fully hydrophilic rock M = 0.

Метод очень трудоемкий, в процессе исследований приходится в образцах керна имитировать остаточную воду, донасыщать образцы керосином, центрифугировать в керосине, затем выдерживать образцы в воде, затем опять центрифугировать и т.д. А в процессе имитации остаточной воды, центрифугирования и т.д. возможна частичная деформация образца (откололся кусочек, появилась трещина, осыпался песок в слабосцементированных образцах и т.д.). В результате возможны неинформативные оценки m1, m2, m3, а соответственно и М.The method is very laborious, in the process of research it is necessary to simulate residual water in core samples, saturate samples with kerosene, centrifuge in kerosene, then keep the samples in water, then centrifuge again, etc. And in the process of simulating residual water, centrifugation, etc. partial deformation of the sample is possible (a piece has broken off, a crack has appeared, sand has crumbled in weakly cemented samples, etc.). As a result, uninformative estimates of mone, m2, m3, and, accordingly, M.

Известна методика оценки степени гидрофобности порового пространства через известный параметр диффузионно-адсорбционная активность Ада, принятая нами за прототип [Патент №2237162. Оценка степени гидрофобности порового пространства горных пород с использованием диффузионно-адсорбционной активности. /Л.М. Шишлова, С.Н. Сидорович (Россия), //Бюл. - 2004. - №27], согласно которой проводят измерения на керновом материале диффузионного потенциала Ед, диффузионно-адсорбционного Еда, диффузионно-адсорбционная активность Ада рассчитывается по формуле Ада=(Еда-Ед)/lg С1/С2, где С1 и С2 - концентрации контактирующих с породой растворов.A known technique for assessing the degree of hydrophobicity of the pore space through the known parameter diffusion-adsorption activity of Hell, adopted by us as a prototype [Patent No. 2237162. Assessment of the degree of hydrophobicity of the pore space of rocks using diffusion-adsorption activity. / L.M. Shishlova, S.N. Sidorovich (Russia), // Bull. - 2004. - No. 27], according to which measurements are taken on the core material of the diffusion potential of Ed, diffusion-adsorption Food, diffusion-adsorption activity of Ada is calculated by the formula A yes = (E yes -E d ) / log C 1 / C 2 , where C 1 and C 2 are the concentrations of solutions in contact with the rock.

Оценка смачиваемости поверхности порового пространства через параметр Ада основана на том, что оба эти параметра определяются:The assessment of the wettability of the surface of the pore space through parameter A yes is based on the fact that both of these parameters are determined:

ионосорбционными способностями породы и способностью породы адсорбировать воду [Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. - М.: «Гостоптехиздат», 1962 г., стр. 69, стр. 237];the ion-sorption abilities of the rock and the ability of the rock to adsorb water [Kobranova V.N. Physical properties of rocks. - M .: "Gostoptekhizdat", 1962, p. 69, p. 237];

- способностями породы поляризоваться на контакте с электролитом и образовывать двойные электрические слои - ДЭС [Кобранова В.Н. Петрофизика. - М.: «Недра», 1986 г., стр. 25, стр. 129];- the ability of the rock to polarize at the contact with the electrolyte and form double electric layers - DES [Kobranova V.N. Petrophysics. - M .: "Nedra", 1986, p. 25, p. 129];

- адсорбционно-обменными способностями породы. [Виноградов В.Г., Дахнов А.В. и др. Практикум по петрофизике - М.: «Недра», 1990 г, стр. 46, стр. 114];- adsorption-exchange abilities of the breed. [Vinogradov V.G., Dakhnov A.V. and other Workshop on Petrophysics - M .: "Nedra", 1990, p. 46, p. 114];

- содержанием в породе любых высокодисперсных активных минеральных компонент, содержанием на поверхности порового пространства породы ДЭС [Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю. и др. Петрофизика - М.: «Недра», 1991 г., стр. 52, стр. 178].- content in the rock of any highly dispersed active mineral components, content on the surface of the pore space of the rock DES [Dobrynin V.M., Vendelshtein B.Yu. and other Petrophysics - M .: "Nedra", 1991, p. 52, p. 178].

Недостатком прототипа является то, что согласно этой методике выделяются образцы керна лишь по степени гидрофобности поверхности порового пространства.The disadvantage of the prototype is that according to this technique, core samples are distinguished only by the degree of hydrophobicity of the surface of the pore space.

Задачей изобретения является оценка смачиваемости (фильно-фобных свойств) поверхности порового пространства пород - коллекторов с использованием диффузионно-адсорбционной активности Ада, определенной с использованием петрофизической зависимости «керн-керн» вида

Figure 00000004
и в целом расширение комплекса петрофизических исследований на керновом материале и соответственно петрофизического обеспечения количественной интерпретации данных ГИС, петрофизического обеспечения эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.The objective of the invention is to assess the wettability (phylophobic properties) of the surface of the pore space of rocks - reservoirs using the diffusion-adsorption activity of Hell, determined using the petrophysical dependence of the "core-core" type
Figure 00000004
and, in general, the expansion of the complex of petrophysical studies on core material and, accordingly, petrophysical support for quantitative interpretation of GIS data, petrophysical support for the exploitation of oil and gas fields.

Техническим результатом изобретения является выделение на количественном уровне области вида смачиваемости (фильно-фобных свойств) поверхности порового пространства; упрощение технологии оценки смачиваемости поверхности порового пространства горных пород; расширение возможностей использования известных петрофизических параметров диффузионно-адсорбционная активность Ада и относительная глинистость 1)гл до новому назначению.The technical result of the invention is the allocation at a quantitative level of the region of the type of wettability (phylophobic properties) of the surface of the pore space; simplification of technology for assessing the wettability of the surface of the pore space of rocks; expanding the possibilities of using well-known petrophysical parameters diffusion-adsorption activity And yes, and relative clay content 1) hl to a new purpose.

Указанный технический результат достигается тем, что при оценке смачиваемости поверхности порового пространства горных пород на основе диффузионно-адсорбционной активности, включающей насыщение образца аналогом пластовой воды, измерение естественного потенциала диффузионного происхождения Ед и электрохимического потенциала Еда, определение диффузионно-адсорбционной активности

Figure 00000005
, использование значения диффузионно-адсорбционной активности Ада для количественной оценки гидрофобности порового пространства, согласно изобретению определяют значение относительной глинистости
Figure 00000006
на основе значений Ада и
Figure 00000007
получают петрофизическую зависимость «керн-керн» вида
Figure 00000008
, определяют значение диффузионно-адсорбционной активности Ада.гр, соответствующее границе коллектор -не коллектор, при этом область коллектора Ада<Ада.гр., определяют значение диффузионно-адсорбционной активности Ада,ф, соответствующее границе гидрофобная порода - порода смешанной смачиваемости и в соответствии с значением Ада.ф выделяют область гидрофобного коллектора, при котором Ада<Ада.ф и область смешанной смачиваемости (Ада.ф÷Ада.гр), при этом при большей гидрофильной поверхности порового пространства коллектора Ада ближе к значению Ада=Ада.гр.The specified technical result is achieved by the fact that when assessing the wettability of the surface of the pore space of rocks based on diffusion-adsorption activity, which includes saturating the sample with an analog of formation water, measuring the natural potential of diffusion origin E d and the electrochemical potential of Food, determining the diffusion-adsorption activity
Figure 00000005
, the use of the values of the diffusion-adsorption activity of Hell to quantify the hydrophobicity of the pore space, according to the invention determine the value of the relative clay content
Figure 00000006
based on the values of hell and
Figure 00000007
get the petrophysical dependence "core-core" type
Figure 00000008
, determine the value of the diffusion-adsorption activity Ada.gr corresponding to the boundary of the collector — not the collector, while the area of the collector Ada <Ada.gr. with the Ada.f value, the region of the hydrophobic collector is distinguished, in which Ada <Ada.f and the mixed wettability region (Ada.f ÷ Ada.gr), while with a larger hydrophilic surface of the pore space of the Ada reservoir, the age of Hell = Hell.gr.

Предлагается оценивать смачиваемость (фильно-фобные свойства) поверхности порового пространства также на основе диффузионно-адсорбционной активности Ада как и в прототипе, но определенной с использованием (по новому назначению) петрофизической зависимости «керн - керн» вида

Figure 00000009
. Где
Figure 00000010
относительная глинистость - это величина, показывающая относительное (процентное) содержание глинистой фракции в объеме порового пространства породы. На количественном уровне выделяются образцы керна из коллектора, затем в объеме керна - коллектора выделяются образцы с гидрофобной, смешанной (в разной степни гидрофильной) поверхностью порового пространства.It is proposed to evaluate the wettability (phylophobic properties) of the surface of the pore space also on the basis of diffusion-adsorption activity And yes as in the prototype, but determined using (for a new purpose) petrophysical dependence “core - core” of the form
Figure 00000009
. Where
Figure 00000010
relative clayiness is a value showing the relative (percentage) content of the clay fraction in the volume of the pore space of the rock. At a quantitative level, core samples are extracted from the collector, then samples with a hydrophobic, mixed (to different degrees hydrophilic) surface of the pore space are extracted in the core-collector volume.

Согласно литературным данным [Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.; Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. - М.: «Недра», 1966 г] относительная глинистость

Figure 00000011
используется для выделения области коллектора (фигура). На фигуре показана зависимость диффузионно-адсорбционной активности Ада пород от относительной глинистости
Figure 00000010
для песчаников и алевролитов Туймазинского месторождения [Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов - М.: «Недра», 1966 г] 1 - породы - коллекторы, 2 - породы - не коллекторы, 3 - линия регрессии]. Для большей части продуктивных отложений мезозоя и верхнего палеозоя Волго-Уральской провинции, Западной Сибири, Мангышлака
Figure 00000012
(среднее
Figure 00000013
) при глубине залегания коллектора до 4000 м. для глубоко залегающих (более 4000 м.) пород палеозоя и мезозоя Днепровско-Донецкой впадины, Северного Кавказа, Прикаспия
Figure 00000014
(среднее
Figure 00000015
) [Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003].According to the literature [Methodological recommendations for calculating the geological reserves of oil and gas by the volumetric method. Edited by V.I. Petersilles, V.I. Poroskuna, G.G. Yatsenko. - Moscow-Tver: VNIGNI, Scientific and Production Center “Tvergeofizika”, 2003 .; Wendelstein B.Yu. The study of sections of oil and gas wells by the method of own potentials. - M .: "Nedra", 1966] relative clay content
Figure 00000011
used to highlight the collector area (figure). The figure shows the dependence of the diffusion-adsorption activity And yes rocks from relative clay
Figure 00000010
for sandstones and siltstones of the Tuymazinsky deposit [Vendelshtein B.Yu. The study of sections of oil and gas wells by the method of own potentials - M .: "Nedra", 1966] 1 - rocks - reservoirs, 2 - rocks - not reservoirs, 3 - regression line]. For most of the productive sediments of the Mesozoic and Upper Paleozoic of the Volga-Ural province, Western Siberia, Mangyshlak
Figure 00000012
(average
Figure 00000013
) with a reservoir depth of up to 4000 m. for deep-seated (more than 4000 m.) rocks of the Paleozoic and Mesozoic Dnieper-Donets depression, the North Caucasus, the Caspian Sea
Figure 00000014
(average
Figure 00000015
) [Guidelines for calculating the geological reserves of oil and gas by the volumetric method. Edited by V.I. Petersilles, V.I. Poroskuna, G.G. Yatsenko. - Moscow-Tver: VNIGNI, Scientific and Practical Center “Tvergeofizika”, 2003].

С другой стороны, в работах [Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. Гостоптехиздат, 1963; Энгельгарт В. Поровое пространство осадочных пород. Изд-во «Недра», 1964; Вендельштейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов - М.: «Недра», 1966] отмечается, что при значении относительной глинистости

Figure 00000016
среднее
Figure 00000017
поровое пространство представлено в основном субкапиллярами. Согласно [Кобранова В.Н. Петрофизика. Учебник для вузов. - 2-е изд. перераб. и доп.- М.: Недра, 1986] в основу классификации пор по размерам положены данные о характере связи поровой жидкости с твердой компонентой и ее передвижении в порах - в субкапиллярных порах природные воды почти нацело прочносвязаны с твердым компонентом породы и адсорбированными ионами.On the other hand, in the works [Khanin A.A. Residual water in oil and gas reservoirs. Gostoptekhizdat, 1963; Engelhart V. Pore space of sedimentary rocks. Nedra Publishing House, 1964; Wendelstein B.Yu. The study of sections of oil and gas wells by the method of their own potentials - M .: "Nedra", 1966] it is noted that with a value of relative clay content
Figure 00000016
average
Figure 00000017
pore space is represented mainly by subcapillaries. According to [Kobranova V.N. Petrophysics. Textbook for high schools. - 2nd ed. reslave. and additional, M .: Nedra, 1986], the pore size classification is based on the nature of the relationship between the pore fluid and the solid component and its movement in the pores - in the subcapillary pores, natural waters are almost completely firmly bound to the solid component of the rock and adsorbed ions.

Оценка смачиваемости поверхности порового пространства проводится в следующей последовательности.Assessment of the wettability of the surface of the pore space is carried out in the following sequence.

Отмытый (в установке Сокслета) от углеводородов и солей образец горной породы и высушивают при температуре 103-105°С до постоянной массы Мс. Приготавливают рабочие растворы соли NaCl концентраций C1 и С2, являющимися соответственно аналогами пластовой воды и промывочной жидкости. Насыщают образец раствором рабочей жидкости (аналогом пластовой воды) используя установку насыщения. Определяют

Figure 00000018
- масса насыщенного рабочей жидкостью образца в воздухе. Определяют Мнв - масса насыщенного рабочей жидкостью образца, находящегося в этой рабочей жидкости. Рассчитывают коэффициент открытой пористости по формулеWashed (in the Soxhlet installation) from hydrocarbons and salts a rock sample and dried at a temperature of 103-105 ° C to a constant mass of M s . Prepare working solutions of NaCl salt of concentrations C 1 and C 2 , which are, respectively, analogues of formation water and wash liquid. Saturate the sample with a solution of the working fluid (analogue of produced water) using a saturation unit. Determine
Figure 00000018
- the mass of the sample saturated with the working fluid in the air. Determine the Mnv - the mass of the sample saturated with the working fluid in this working fluid. The coefficient of open porosity is calculated by the formula

Figure 00000019
Figure 00000019

Проводят гранулометрический анализ, где определяется весовая глинистость Сгл. Относительная глинистость рассчитывается по формулеGranulometric analysis is carried out, where the weight is defined shaliness C ch. Relative clay content is calculated by the formula

Figure 00000020
Figure 00000020

Собирают электрохимическую цепь для измерения диффузионной эдс Ед и производят измерения Ед с использованием измерительных средств напряжения. Собирают электрохимическую цепь для измерения диффузионно-адсорбционной эдс Еда и производят измерения Еда через определенные промежутки времени до установления Eдa=const. Рассчитывают диффузионно-адсорбционную активность по формулеAn electrochemical circuit is assembled to measure the diffusion emf of Units and measure Uns using voltage measuring instruments. An electrochemical circuit is collected to measure the diffusion-adsorption emf of Food and measurements are taken of Food at regular intervals until the establishment of Ed = const. Calculate diffusion-adsorption activity according to the formula

Ада=(Еда-Ед)/lg С1/С2 And yes = (E yes -E d ) / log C 1 / C 2

Далее на основе значений Ада и

Figure 00000021
, определенных согласно описанному выше, получают петрофизическую зависимость «керн - керн» вида
Figure 00000022
. Подставив в полученное уравнение
Figure 00000023
значение
Figure 00000024
определяют значение диффузионно-адсорбционной активности Ада.гр соответствующее границе коллектор - не коллектор. Область коллектора Ада<Ада.гр. Подставив в уравнение
Figure 00000025
значение
Figure 00000026
определяют значение диффузионно-адсорбционной активности Ада,ф, соответствующее границе гидрофобная порода - порода смешанной смачиваемости. В соответствии с значением Ада.ф выделяют:Further, based on the values of A yes and
Figure 00000021
defined as described above, get the petrophysical relationship "core - core" type
Figure 00000022
. Substituting into the resulting equation
Figure 00000023
value
Figure 00000024
determine the value of diffusion-adsorption activity And yes. gr corresponding to the boundary of the collector - not the collector. Collector area A yes <A yes . Gr . Substituting into the equation
Figure 00000025
value
Figure 00000026
determine the value of the diffusion-adsorption activity And yes, f , corresponding to the boundary of the hydrophobic rock - mixed wettability rock. In accordance with the value And yes.f emit:

1) область Ада<Ада.ф - область гидрофобного коллектора;1) region A yes <A da.f - area of the hydrophobic collector;

2) область (Ада.ф÷Ада.гр) - область смешанной смачиваемости, причем, чем ближе Ада к значению Ада=Ада.гр, тем в большей степени будет гидрофильной поверхность порового пространства коллектора.2) the region (A da.f. ÷ A da.gr ) is the region of mixed wettability, and the closer A yes is to the value A yes = A da.gr , the more hydrophilic the surface of the pore space of the reservoir will be.

Таким образом, предложенный способ оценки смачиваемости поверхности порового пространства горных пород позволяет:Thus, the proposed method for assessing the wettability of the surface of the pore space of rocks allows you to:

- выделить область коллектора;- highlight the area of the collector;

- выделять области вида смачиваемости поверхности порового пространства горных пород в области коллектора;- highlight the area of wettability of the surface of the pore space of rocks in the field of the reservoir;

- оптимизировать процесс оценки смачиваемости за счет расширения информативности уже известных параметров Ада,

Figure 00000027
и петрофизической зависимость «керн - керн» вида
Figure 00000028
, которая используется при интерпретации геофизического метода исследования скважин - ПС, по новому назначению;- optimize the wettability assessment process by expanding the information content of already known Ada parameters,
Figure 00000027
and petrophysical dependence “core - core” of the type
Figure 00000028
, which is used in the interpretation of the geophysical method for researching wells - PS, for a new purpose;

- расширить комплекс петрофизических исследований в целом;- expand the range of petrophysical studies in general;

- разработать (в перспективе) оценку смачиваемости поверхности порового пространства по данным геофизического метода собственных потенциалов ПС.- develop (in the future) an assessment of the wettability of the surface of the pore space according to the geophysical method of PS intrinsic potentials.

Claims (3)

Оценка смачиваемости поверхности порового пространства горных пород на основе диффузионно-адсорбционной активности, включающая насыщение образца аналогом пластовой воды, измерение естественного потенциала диффузионного происхождения Ед и электрохимического потенциала Еда, определение диффузионно-адсорбционной активности
Figure 00000029
Assessment of the wettability of the surface of the pore space of rocks based on diffusion-adsorption activity, including saturation of the sample with an analog of formation water, measurement of the natural potential of diffusion origin Е д and electrochemical potential Е yes , determination of diffusion-adsorption activity
Figure 00000029
 где С1 и С2 - концентрации контактирующих с породой растворов,where C 1 and C 2 are the concentrations of solutions in contact with the rock, использование значения диффузионно-адсорбционной активности Ада для количественной оценки гидрофобности порового пространства, отличающаяся тем, что определяют значение относительной глинистости
Figure 00000030
на основе значений Ада и
Figure 00000031
получают петрофизическую зависимость «керн-керн» вида
Figure 00000032
определяют значение диффузионно-адсорбционной активности Ада.гр, соответствующее границе коллектор - не коллектор, при этом область коллектора Ада меньше Ада.гр., определяют значение диффузионно-адсорбционной активности Ада.ф, соответствующее границе гидрофобная порода - порода смешанной смачиваемости и в соответствии с значением Ада.ф выделяют область гидрофобного коллектора, при котором Ада меньше Ада.ф и область смешанной смачиваемости (Ада.ф ÷ Ада.гр), при этом при большей гидрофильной поверхности порового пространства коллектора Ада ближе к значению Ада=Ада.гр. the use of the values of diffusion-adsorption activity A yes for the quantitative assessment of the hydrophobicity of the pore space, characterized in that they determine the value of relative clay content
Figure 00000030
based on values A yes and
Figure 00000031
get the petrophysical dependence "core-core" type
Figure 00000032
determine the value of diffusion and adsorption activity A da.gr corresponding to the boundary of the collector - not the collector, while the region of the collector A yes is less than A da.gr. , determine the value of diffusion and adsorption activity A da.f, corresponding to the boundary of the hydrophobic rock - mixed wettability rock and in accordance with the value da.f a hydrophobic region was isolated collector, wherein a and less than a and the region da.f mixed wettability (a da.f da.gr ÷ a) while at a higher hydrophilic surface pore space col A torus and closer to the value w = A A da.gr.
RU2018114382A 2018-04-18 2018-04-18 Diffusion-adsorption activity based rocks pore space surface wettability evaluation RU2681973C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018114382A RU2681973C1 (en) 2018-04-18 2018-04-18 Diffusion-adsorption activity based rocks pore space surface wettability evaluation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018114382A RU2681973C1 (en) 2018-04-18 2018-04-18 Diffusion-adsorption activity based rocks pore space surface wettability evaluation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2681973C1 true RU2681973C1 (en) 2019-03-14

Family

ID=65806140

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018114382A RU2681973C1 (en) 2018-04-18 2018-04-18 Diffusion-adsorption activity based rocks pore space surface wettability evaluation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2681973C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111553047A (en) * 2020-03-16 2020-08-18 中国地质大学（北京） Wettability evaluation parameter acquisition method and terminal equipment

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU672593A1 (en) * 1977-12-26 1979-07-05 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Геофизических Методов Разведки Method of determining diffusivity and adsorptivity of rock samples
RU2237162C1 (en) * 2003-05-14 2004-09-27 Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" Method for estimating hydrophoby of porous space of rock solids with use of diffusion-absorption activity
RU2497098C1 (en) * 2012-10-10 2013-10-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method to determine wettability
RU2550569C1 (en) * 2014-03-11 2015-05-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method to detect wettability
WO2015171668A1 (en) * 2014-05-07 2015-11-12 Ingrain, Inc. Method and system for spatially resolved wettability determination

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU672593A1 (en) * 1977-12-26 1979-07-05 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Геофизических Методов Разведки Method of determining diffusivity and adsorptivity of rock samples
RU2237162C1 (en) * 2003-05-14 2004-09-27 Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" Method for estimating hydrophoby of porous space of rock solids with use of diffusion-absorption activity
RU2497098C1 (en) * 2012-10-10 2013-10-27 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method to determine wettability
RU2550569C1 (en) * 2014-03-11 2015-05-10 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Method to detect wettability
WO2015171668A1 (en) * 2014-05-07 2015-11-12 Ingrain, Inc. Method and system for spatially resolved wettability determination

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111553047A (en) * 2020-03-16 2020-08-18 中国地质大学（北京） Wettability evaluation parameter acquisition method and terminal equipment
CN111553047B (en) * 2020-03-16 2023-04-11 中国地质大学（北京） Wettability evaluation parameter acquisition method and terminal equipment

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN107709964B (en) Nuclear magnetic resonance gas isotherm technology for evaluating wettability of reservoir rock
Xiao et al. Estimation of water saturation from nuclear magnetic resonance (NMR) and conventional logs in low permeability sandstone reservoirs
CN110320139B (en) Fracture-cavity reservoir fracture porosity quantitative evaluation method and system
CN104697915A (en) Shale micropore size and fluid distribution analysis method
BR112013006158B1 (en) method of predicting seismic velocity pressure sensitivity within reservoir rocks and computer-readable medium
CN108827999B (en) Method for evaluating movable oil proportion and movable oil resource amount of low-pore-permeability sandstone reservoir
MXPA06005804A (en) Method and apparatus for measuring the wettability of geological formations.
Cardoso et al. Study of the electrical resistivity of compacted kaolin based on water potential
Quintal et al. Integrated numerical and laboratory rock physics applied to seismic characterization of reservoir rocks
Li et al. Fractal characteristics of continental shale pores and its significance to the occurrence of shale oil in China: A case study of Biyang Depression
Liang et al. Organic geochemical and petrophysical characteristics of transitional coal-measure shale gas reservoirs and their relationships with sedimentary environments: a case study from the Carboniferous-Permian Qinshui Basin, China
Wang et al. A novel model of predicting Archie’s cementation factor from nuclear magnetic resonance (NMR) logs in low permeability reservoirs
Olsen et al. Static and dynamic Young’s moduli of chalk from the North Sea
CN113167749A (en) Nuclear magnetic resonance gas isotherm technology for evaluating wettability of reservoir rock
Fabricius et al. Estimating permeability of carbonate rocks from porosity and vp∕ vs
RU2681973C1 (en) Diffusion-adsorption activity based rocks pore space surface wettability evaluation
Chen et al. A new approach to calculate gas saturation in shale reservoirs
Al-Sulami et al. The unconventional shale reservoirs of jafurah basin: An integrated petrophysical evaluation using cores and advanced well logs
Liu et al. Determination of the pore-throat limits for water imbibition in tight sandstone reservoirs through NMR analysis
Norbisrath et al. Complex resistivity spectra for estimating permeability in dolomites from the Mississippian Madison Formation, Wyoming
Masalmeh et al. Capillary pressure characteristics of carbonate reservoirs: Relationship between drainage and imbibition curves
RU2237162C1 (en) Method for estimating hydrophoby of porous space of rock solids with use of diffusion-absorption activity
Torrese The use of synthetic dataset modelling to assess the detectability of ERT surveys with different arrays when identifying karst intervals in the HES of Poitiers (France)
RU2654315C1 (en) Method for determining the coefficient of oil displacement of the bashkir carbonate deposits of the solikamsk depression
Zhu et al. The effects of gas saturation on the acoustic velocity of carbonate rock

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200419