RU2682098C1 - Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна - Google Patents
Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна Download PDFInfo
- Publication number
- RU2682098C1 RU2682098C1 RU2018112528A RU2018112528A RU2682098C1 RU 2682098 C1 RU2682098 C1 RU 2682098C1 RU 2018112528 A RU2018112528 A RU 2018112528A RU 2018112528 A RU2018112528 A RU 2018112528A RU 2682098 C1 RU2682098 C1 RU 2682098C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- samples
- sample
- core
- dry
- tomography
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 29
- 238000003325 tomography Methods 0.000 title claims abstract description 27
- FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M sodium iodide Chemical compound [Na+].[I-] FVAUCKIRQBBSSJ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 64
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 43
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims abstract description 29
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 29
- 235000009518 sodium iodide Nutrition 0.000 claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 3
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 238000009738 saturating Methods 0.000 abstract description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 229920001296 polysiloxane Polymers 0.000 description 2
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 2
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N benzene Substances C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 206010016256 fatigue Diseases 0.000 description 1
- XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N hydrogen iodide Chemical compound I XMBWDFGMSWQBCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 1
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000009966 trimming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- G01N13/02—Investigating surface tension of liquids
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
- G01N23/02—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material
- G01N23/04—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material and forming images of the material
- G01N23/046—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material and forming images of the material using tomography, e.g. computed tomography [CT]
Landscapes
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Immunology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Nuclear Medicine, Radiotherapy & Molecular Imaging (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Radiology & Medical Imaging (AREA)
- Pulmonology (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения смачиваемости нефтенасыщенных горных пород. Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна включает изготовление из керна горных пород стандартных цилиндрических образцов, экстрагирование их от нефти и высушивание до стабилизации массы, последующее томографирование полученных сухих образцов с получением 2D-срезов, насыщение сухих образцов раствором йодида натрия и проведение повторного томографирования насыщенных образцов керна с получением 2D-срезов, затем, используя полученные при томографировании 2D-срезы, производят 3D-реконструкцию образцов путем сравнения указанных 3D-реконструкций для сухих и насыщенных образцов, определяя при этом поровые объемы указанных образцов, и определяют смачиваемость горной породы с использованием установленных поровых объемов образцов, в качестве раствора йодида натрия для насыщения сухих образцов используют раствор концентрацией 300 г/л и насыщение проводят под вакуумом в течение не менее 3 часов, при этом при проведении 3D-реконструкции образцов определяют поровый объем не всего образца, а только сердцевины образца на расстоянии 3-5 мм от верхнего и нижнего торцов образца и 5-6 мм от боковых сторон образца с использованием определенных при проведении 3D-реконструкции образцов их поровых объемов, далее рассчитывают показатель пропитки - К пропитки - как отношение разности объема пор между сухим V1 и насыщенным образцом V2 к объему пор в сухом образце V1 по следующей формуле:
и по полученному значению показателя пропитки К пропитки судят о смачиваемости керна посредством установления категории его гидрофильности или гидрофобности. Техническим результатом является повышение точности определения смачиваемости горных пород. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения смачиваемости нефтенасыщенных горных пород.
Определение смачиваемости на керне позволяет исследовать смачиваемость на микроструктурном уровне, оценивать ее неоднородность в пределах отдельных пор и капилляров. При этом даже в единичном образце керна могут присутствовать различные типы поверхности по смачиваемости.
Существует достаточно много способов оценки смачиваемости пород на керне: адсорбционные методы, метод Амотта (E. Amott, "Observations Relating to the Wettability of Porous Media," Trans, AIME, 216, 156-162, 1959), метод центрифугирования (Отраслевой стандарт Министерства нефтяной промышленности ОСТ 39-180-85 "Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородсодержащих пород", утвержден и введен в действие приказом МНП от 23.01.1985 г., 55), метод изометрической сушки и другие.
Для нефтегазовых месторождений исследования по определению смачиваемости проводятся методом Тульбовича (Тульбович Б.И. Методы изучения пород - коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1979., 199 с), главным образом, ввиду его относительно небольших временных затрат. Указанный известный способ основан на вытеснении воды из полностью водонасыщенного образца углеводородной жидкостью с последующим вытеснением из образца углеводородной жидкости водой. Это происходит за счет проявления капиллярных сил и гидродинамического давления.
Сопоставление результатов определения смачиваемости по указанному известному методу с результатами определения смачиваемости, например, по методу изотермической сушки показывает в целом высокую их коррелированность.
А вот сопоставление результатов метода Тульбовича с результатами методики Амотта показывает завышение гидрофобности. Кроме того, при малых размерах образца, описанные выше способы не позволяют достоверно определить этот показатель. А сами способы являются достаточно трудоемкими.
Структура порового пространства горных пород с визуализацией в них вмещающих флюидов может быть исследована также методом рентгеновской томографии керна.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ определения смачиваемости, описанный в статье «Исследование смачиваемости коллекторов нефтяных месторождений методом рентгеновской томографии керна» (авторы А.А. Ефимов, Я.В. Савицкий, С.В. Галкин, Е.В. Соболева, В.Ш. Гурбанов, SOCAR Proceedings №4 (2016) стр. 55-63), согласно которому изготовливают из керна стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти и высушивают, затем томографируют сухие образцы и насыщают их раствором йодида натрия NaI, далее повторно томографируют, и, используя полученные при томографировании 2D-срезы, производят 3D-реконструкцию образцов и определяется смачиваемость горной породы.
Недостатком указанного известного способа является недостаточная точность результатов по установлению смачиваемости горных пород, т.к. в известном способе определяется поровый объем всего образца, в том числе и у поверхностных слоев, в которых большое влияние могут играть внешние факторы.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности определения смачиваемости горных пород за счет учета при его осуществлении порового объема не всего объема образца, а только его сердцевины, а также за счет использования раствора йодида натрия заявляемой концентрации, обеспечивающей одновременно близость рентгеновской плотности именно такого раствора к плотности минерального каркаса горной породы и резкого отличия его рентгеновской плотности с плотностью порового пространства в сухом состоянии.
Дополнительным техническим результатом является упрощение способа, за счет исключения длительных и трудоемких лабораторных операций.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна включающим изготовление из керна горных пород стандартных цилиндрических образцов, экстрагирование их от нефти и высушивание до стабилизации массы, последующее томографирование полученных сухих образцов с получением 2D-срезов, насыщение сухих образцов раствором йодида натрия и проведение повторного томографирования насыщенных образцов керна с получением 2D-срезов, затем, используя полученные при томографировании 2D-срезы, производят 3D-реконструкцию образцов, путем сравнения указанных 3D-реконструкций для сухих и насыщенных образцов, определяя при этом поровые объемы указанных образцов, и определяют смачиваемость горной породы с использованием установленных поровых объемов образцов, при этом новым является то, что в качестве раствора йодида натрия для насыщения сухих образцов используют раствор концентрацией 300 г/л и насыщение проводят под вакуумом в течение не менее 3 часов, при этом при проведении 3D-реконструкции образцов определяют поровый объем не всего образца, а только сердцевины образца на расстоянии 3-5 мм от верхнего и нижнего торцев образца и 5-6 мм от боковых сторон образца, с использованием определенных при проведении 3D-реконструкции образцов их поровых объемов, далее рассчитывают показатель пропитки: К пропитки, как отношение разности объема пор между сухим V1 и насыщенным образцом V2 к объему пор в сухом образце V1, по следующей формуле:
и по полученному значению показателя пропитки К пропитки судят о смачиваемости керна, посредством установления категории его гидрофильности или гидрофобности, исходя из следующих условий:
- если 1С более 90% - образец относится к гидрофильным,
- если К в диапазоне от 90 до 50% - образец с признаками гидрофобности,
- если К в диапазоне 50-10% - образец преимущественно гидрофобный,
- если К менее 10% - образец гидрофобный.
Для сохранения раствора йодида натрия в образце керна перед повторным томографированием этот керн помещают в гидроизоляционный материал.
Томографирование сухих и насыщенных образцов производится в одинаковых параметрах, а именно: положение и поворот столика, при этом расстояние до рентгеновской пушки и детектора томографа должно быть идентичным.
Поставленный технический результат достигается за счет следующего.
Раствор йодида натрия NaI с рекомендуемой концентрацией 300 г/л выступает аналогом пластовой воды, имея с водой одинаковые фильтрационные характеристики. Использование NaI в предлагаемом способе именно заявляемой концентрации обусловлено близостью его рентгеновской плотности к плотности минерального каркаса горной породы и резкого отличия рентгеновской плотности с плотностью порового пространства в сухом состоянии (воздуха). Это позволяет использовать раствор NaI заявляемой концентрацией 300 г/л в качестве рентгеноконтрастного насыщающего раствора. Благодаря этому свойству раствора йодида натрия именно такой концентрации, обеспечивается повышение точности определения смачиваемости, т.к. получаемые при томографировании 2D-срезы насыщенного образца обладают большей степенью контрастности при рентгеновской съемке.
Использование растворов йодида натрия концентрацией менее заявляемой, не позволяет добиться такой контрастности, что может привести к искаженным результатам, а использование раствора йодида натрия большей заявляемой концентрации нецелесообразно, т.к. возможна вероятность нестабильности такого раствора.
А благодаря тому, что насыщают сухие образцы раствором йодида натрия в камере под вакуумом не менее 3 часов обеспечивается полнота насыщения всего объема керна, особенно его сердцевины.
Благодаря тому, что при сравнении 3D-реконструкции сухих и насыщенных образцов, определяют объем пор только сердцевины образца, обеспечивается точность измерения, т.к. при этом исключаются поверхностные слои образца, которые могут давать погрешность из-за своего отличия по параметрам от сердцевины, например, за счет контактирования с воздухом, или за счет потери жидкости насыщения, или за счет проявления артефактов рентгеновской съемки.
Заявленные числовые значения для сердцевины образца: на расстоянии 3-5 мм от верхнего и нижнего торцев образца и 5-6 мм от боковых сторон образца, являются оптимальными для обеспечения точности измерений, т.к. именно в поверхностных слоях указанной толщины параметры образца будут нестабильными, а значит их погрешность может привести к получению не точных, искаженных результатов.
Предлагаемые числовые значения не учитываемого при исследованиях поверхностного слоя обусловлены следующим: при толщине поверхностного слоя менее 3 мм по торцам и менее 5 мм по боковой поверхности цилиндрического образца, не будут полностью исключены слои образца, параметры которых отличаются от параметров сердцевины. А выбирать толщину поверхностного слоя образца более 5 мм по торцам и более 6 мм по боковой поверхности нецелесообразно, т.к. при этом будет затронута и исключена из определения параметров та часть образца, показатели которой являются стабильными.
Использование в предлагаемом способе при определении смачиваемости показателя пропитки "К пропитки", определяемого как отношение разности объема пор между сухим V1 и насыщенным образцом V2 к объему пор в сухом образце V1, по формуле:
позволяет, наряду с точностью способа, за счет использования истинных параметров объема пор, определенных на предыдущей операции, еще и упростить способ за счет исключения лабораторных операций.
Проведенные исследования показали, что по полученному значению показателя пропитки К пропитки можно судить о смачиваемости керна, через установление категории его гидрофильности или гидрофобности, исходя из следующих, полученных эмпирическим путем, условий:
- если К более 90% - образец относится к гидрофильным,
- если К в диапазоне от 90 до 50% - образец с признаками гидрофобности,
- если К в диапазоне 50-10% - образец преимущественно гидрофобный,
- если К менее 10% - образец гидрофобный.
При реализации предлагаемого способа выполняли следующие операции в нижеуказанной последовательности (для наглядности, операции способа совмещены с примером конкретного осуществления).
1. Из керна продуктивных пластов Пермского края изготовили образцы в количестве 10 шт. месторождений Соликамской депрессии. Образцы цилиндрической формы и размером 30×30 мм.
2. Затем образцы экстрагировали в спиртобензольной смеси с помощью аппарата Сокслета в течение не менее, чем 2 недель.
3. После полного удаления битумов из керна, которое оценивали визуально по цвету образца и прозрачности раствора, образцы высушивали 8 часов при температуре не менее +80°С. Высушенные образцы поместили в эксикатор до момента томографирования.
4. Далее проводили томографирование подготовленных сухих образцов. Параметры съемки составляли: напряжение 155-175 кВ, сила тока 60-80 мкА, используется медный фильтр толщиной 0,5 мм. При этом были получены 2D-срезы сухих образцов.
5. После томографирования образцов в сухом состоянии, их насыщают рентгеноконтрастным раствором йодида натрия (NaI) концентрацией 300 г/л. Насыщение проводили с помощью установки-сатуратора, путем постепенного заполнения камеры с образцом в условиях вакуума предварительно отвакуумированным раствором NaI, с последующим нахождением образцов в указанном растворе 3 часа. Особенностью процесса насыщения является минимизация воздействия на раствор прямого света, для чего все операции с раствором производятся в светонепроницаемых сосудах. Минимизация воздействия света необходима для уменьшения выделения чистого йода из раствора, уменьшающего концентрацию раствора в образцах.
6. Затем насыщенные образцы помещали в черную непрозрачную силиконовую трубку диаметром 30 мм и толщиной не менее 1,5 мм, торцы трубки закрывали резиновыми прокладками толщиной не менее 1,5 мм. Помещение образцов в трубки необходимо для сохранения раствора внутри образца, а также для уменьшения артефактов рентгеновской съемки, вызванных разницей плотности между образцом и воздухом. И повторно томографировали при параметрах, аналогичных предыдущей съемке: напряжение 155-175 кВ, сила тока 60-80 мкА, используется медный фильтр толщиной 0,5 мм. Причем положение и поворот столика, расстояние до рентгеновской пушки и детектора было идентичными с этими значениями томографирования сухих образцов. При этом были получены 2D-срезы насыщенных образцов.
Следует отметить, что в качестве герметизирующего материала, помимо силиконовой трубки, можно использовать, например, водонепроницаемые пленки, контейнеры и тому подобное.
7. В результате томографирования из набора полученных 2D-срезов создается 3D-реконструкция образца через компьютерное моделирование объекта. Расчет показателя пропитки ведется с помощью инструментов в программе Avizo Fire (Avizo Fire - программное обеспечение, предназначенное для визуализации и обработки данных компьютерной томографии, а также моделирования физических процессов. Программное обеспечение VSG Avizo Fire www.epac-service.ru〉programmnoe-obespechenie-vsg-avizo-fire). Для начала работы необходимо открыть обе модели образца в одном проекте - и сухой и насыщенный. С помощью инструмента программы Thresholding выделяются поры в образце (т.е. все участки, имеющие черный цвет и заключенные внутри образца). Выделение пор производится с помощью гистограмм, показывающих распределение оттенков серого. На гистограммах выделяются одинаковые участки, по которым проводится граница, позволяющие отделить поры от породы. По выделенным порам создается объемная модель Object.view, обозначенная на представленных рисунках обозначением 
. Далее, с помощью инструмента обрезки в форме цилиндра, делается обрезание краев образца на обоих моделях. С целью сравнения одинаковых объемов одна и та же форма обрезки применяется на сухой и насыщенной моделях образцов. Отступ краев цилиндра от краев образца составляет 5 мм. Данная величина получена опытным путем, при сравнении результатов выделения объемов пор на многих образцах. Объемы выделенных цилиндров (сердцевина образца) измеряются с помощью инструментов программы.
Следует отметить, что для определения показателя пропитки, характеризующего смачиваемость пород, можно использовать и другие аналогичные программы, позволяющие производить анализ моделей образцов.
8. Высчитывается показатель пропитки образца, как отношение разности объема пор (объем незаполненных пор черного цвета) между сухим (V1) и насыщенным образцом (V2) к объему пор в сухом образце (V1):
9. И по полученному значению показателя пропитки К пропитки судят о смачиваемости керна, посредством установления категории его гидрофильности или гидрофобности, исходя из следующих условий:
- если К более 90% - образец относится к гидрофильным,
- если К в диапазоне от 90 до 50% - образец с признаками гидрофобности,
- если К в диапазоне 50-10% - образец преимущественно гидрофобный,
- если К менее 10% - образец гидрофобный.
Данные по определению показателя пропитки и соответственно, смачиваемости, приведены в таблице 1.
Установление смачиваемости по предлагаемому способу через расчет показателя пропитки по указанной формуле позволяет получить достоверный результат. Это подтверждается по косвенными показателям - по данным удельного электрического сопротивления исследуемых образцов, так как установлены закономерности влияния смачиваемости поверхности на электрическую проводимость горных пород, как по данным исследований на керне, так и в скважине.
Данные, приведенные в таблице 1, показывают, что предлагаемым способом действительно можно с высокой степенью точности определить смачиваемость образцов горных пород. Дополнительным доказательством этому являются иллюстрационные материалы, приведенные ниже.
На рис. 1. представлен пример полного отсутствия пропитки в сердцевине образца.
На рис. 2 представлен пример, где в сердцевине установлена зона низкой пропитки (преимущественно гидрофобный).
На рис. 3 приведены томограммы сердцевины образца с признаками гидрофобности, где зоны низкой пропитки установлены только в пределах нескольких небольших участков.
На рис. 4 представлена томограмма полностью гидрофильного образца.
Следует отметить, что на указанных рисунках в сухом состоянии поровое пространство, как наименее плотная среда, отображается черным цветом, серым оттенком - скелет горной породы, белым - наиболее рентгеноконтрастные включения. При заполнении порового пространства раствором NaI его цветовая гамма меняется на более светлый оттенок серого. В случае отсутствия пропитки поры, по-прежнему, остаются заполненными воздухом и отображаются на томограмме в черном цвете.
Представленные рисунки показывают следующее.
На Рис. 1 боковые зоны исследуемого цилиндра примерно на глубину 6 мм, а также его верхняя и нижняя часть примерно на глубину 5 мм подвергаются пропитке, вследствие бокового впитывания. В насыщенном образце наблюдаются две резко отличающиеся по характеру насыщения зоны: насыщенная зона - с редкими не до конца заполненными крупными порами, и ненасыщенная - при практически полном отсутствии участков, заполненных раствором. Ненасыщенная зона расположена в центральной части образца, обладает неровными, но отчетливыми границами. В сердцевинах сухого и насыщенного образцов томограммы практически совпадают. Следовательно, образец не впитывает воду, и является полностью гидрофобным.
Несколько иной вид томограммы насыщенного образца представлен на рис. 2, где в сердцевине также установлена зона низкой пропитки. Однако в данном случае в непромытой зоне видны единичные токи проникновения раствора (светло-серые удлиненные местами сообщающиеся каналы), которые характеризуют участки с более гидрофильными свойствами. Образец по томографии характеризуется сильными признаками гидрофобности, что несомненно должно оказывать влияние на процессы фильтрации флюидов.
На рис. 3 приведены томограммы образца с признаками гидрофобности, где зоны низкой пропитки установлены только в пределах нескольких небольших участков. Края ненасыщенных участков неровные, граница нечеткая. При увеличении разрешения ненасыщенной зоны видно, что все крупные поры и подавляющее большинство мелких, по-прежнему, заполнены воздухом.
На рис. 4 представлена томограмма полностью гидрофильного образца. При пропитке цилиндра раствор NaI заполнил все мелкие и большинство крупных пор, в результате чего общий фон скелета горной породы меняется на светло-серый оттенок. При этом из томограммы видно, что в незначительную часть наиболее крупных пор раствор не проник, ввиду чего они остались черного цвета.
Таким образом, смачиваемость является одним из основных параметров, определяющих положение флюидов в пористом пространстве залежи, а также распределение потоков флюидов. При этом, смачиваемость породы влияет на все виды измерений параметров пласта - электрические свойства, капиллярное давление, относительные фазовые проницаемости и т.д., также от точности ее определения зависит выбор способа и последующая эффективность добычи нефти, в особенности в процессе вторичных и третичных методов добычи нефти. Поэтому задача повышение точности определения показателя смачиваемости является очень актуальной.
Claims (9)
1. Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна, включающий изготовление из керна горных пород стандартных цилиндрических образцов, экстрагирование их от нефти и высушивание до стабилизации массы, последующее томографирование полученных сухих образцов с получением 2D-срезов, насыщение сухих образцов раствором йодида натрия и проведение повторного томографирования насыщенных образцов керна с получением 2D-срезов, затем, используя полученные при томографировании 2D-срезы, производят 3D-реконструкцию образцов путем сравнения указанных 3D-реконструкций для сухих и насыщенных образцов, определяя при этом поровые объемы указанных образцов, и определяют смачиваемость горной породы с использованием установленных поровых объемов образцов, отличающийся тем, что в качестве раствора йодида натрия для насыщения сухих образцов используют раствор концентрацией 300 г/л и насыщение проводят под вакуумом в течение не менее 3 часов, при этом при проведении 3D-реконструкции образцов определяют поровый объем не всего образца, а только сердцевины образца на расстоянии 3-5 мм от верхнего и нижнего торцов образца и 5-6 мм от боковых сторон образца с использованием определенных при проведении 3D-реконструкции образцов их поровых объемов, далее рассчитывают показатель пропитки - К пропитки - как отношение разности объема пор между сухим V1 и насыщенным образцом V2 к объему пор в сухом образце V1 по следующей формуле:
и по полученному значению показателя пропитки К пропитки судят о смачиваемости керна посредством установления категории его гидрофильности или гидрофобности исходя из следующих условий:
- если К более 90% - образец относится к гидрофильным,
- если К в диапазоне от 90 до 50% - образец с признаками гидрофобности,
- если К в диапазоне 50-10% - образец преимущественно гидрофобный,
- если К менее 10% - образец гидрофобный.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для сохранения раствора йодида натрия в образце керна перед повторным томографированием этот керн помещают в гидроизоляционный материал.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что томографирование сухих и насыщенных образцов производится в одинаковых параметрах, а именно: положение и поворот столика, при этом расстояние до рентгеновской пушки и детектора томографа должно быть идентичным.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018112528A RU2682098C1 (ru) | 2018-04-06 | 2018-04-06 | Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018112528A RU2682098C1 (ru) | 2018-04-06 | 2018-04-06 | Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2682098C1 true RU2682098C1 (ru) | 2019-03-14 |
Family
ID=65805715
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018112528A RU2682098C1 (ru) | 2018-04-06 | 2018-04-06 | Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2682098C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114324419A (zh) * | 2020-09-30 | 2022-04-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 岩心沥青含量测量方法、装置、设备、存储介质 |
| RU2773492C1 (ru) * | 2022-02-14 | 2022-06-06 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский государственный национальный исследовательский университет" | Способ оценки воздействия раствора на породу с целью повышения нефтеотдачи пласта |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2216723C1 (ru) * | 2002-06-03 | 2003-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ определения смачиваемости пористых материалов |
| RU2248561C1 (ru) * | 2003-12-15 | 2005-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ определения смачиваемости поровой поверхности пород-коллекторов |
| US8938045B2 (en) * | 2012-01-13 | 2015-01-20 | Ingrain, Inc. | Method of determining reservoir properties and quality with multiple energy X-ray imaging |
| WO2016159807A1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-06 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Способ определения равновесной смачиваемости образца горной породы |
| WO2018039038A1 (en) * | 2016-08-26 | 2018-03-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Measuring contact angles beteween a solid-fluid pair using x-ray imaging of the solid-fluid-fluid interface inside a capillary |
-
2018
- 2018-04-06 RU RU2018112528A patent/RU2682098C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2216723C1 (ru) * | 2002-06-03 | 2003-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ определения смачиваемости пористых материалов |
| RU2248561C1 (ru) * | 2003-12-15 | 2005-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ определения смачиваемости поровой поверхности пород-коллекторов |
| US8938045B2 (en) * | 2012-01-13 | 2015-01-20 | Ingrain, Inc. | Method of determining reservoir properties and quality with multiple energy X-ray imaging |
| WO2016159807A1 (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-06 | Шлюмберже Текнолоджи Корпорейшн | Способ определения равновесной смачиваемости образца горной породы |
| WO2018039038A1 (en) * | 2016-08-26 | 2018-03-01 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Measuring contact angles beteween a solid-fluid pair using x-ray imaging of the solid-fluid-fluid interface inside a capillary |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114324419A (zh) * | 2020-09-30 | 2022-04-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 岩心沥青含量测量方法、装置、设备、存储介质 |
| CN114324419B (zh) * | 2020-09-30 | 2023-07-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 岩心沥青含量测量方法、装置、设备、存储介质 |
| RU2773492C1 (ru) * | 2022-02-14 | 2022-06-06 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский государственный национальный исследовательский университет" | Способ оценки воздействия раствора на породу с целью повышения нефтеотдачи пласта |
| RU2792960C1 (ru) * | 2022-12-15 | 2023-03-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оценки воздействия технологических жидкостей на горную породу |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Flint et al. | 2.3 Porosity | |
| WO2018164953A1 (en) | Absolute porosity and pore size determination of pore types in media with varying pore sizes using nmr | |
| CN110146525A (zh) | 一种基于分形理论及ct扫描的煤体孔渗参数预测方法 | |
| US2296852A (en) | Earth exploration | |
| Richardson et al. | Differences in behavior of fresh and aged east Texas woodbine cores | |
| CN106198579A (zh) | 一种测量页岩中有机质含量的方法 | |
| Wang et al. | Fractal analysis of pore structures in low permeability sandstones using mercury intrusion porosimetry | |
| RU2682098C1 (ru) | Способ определения смачиваемости горных пород методом рентгеновской томографии керна | |
| Jarzyna et al. | X-ray computed microtomography—a useful tool for petrophysical properties determination | |
| RU2455483C2 (ru) | Способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности | |
| RU2542998C1 (ru) | Способ лабораторного определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне | |
| Kumar et al. | Mapping 3D pore scale fluid distributions: how rock resistivity is influenced by wettability and saturation history | |
| Ramesh et al. | Segmentation of X-ray tomography images of compacted soils | |
| RU2339025C2 (ru) | Способ оценки пластового фактора подземного месторождения по выбуренным из него фрагментам породы | |
| Guise et al. | Stress sensitivity of mercury-injection measurements | |
| RU2753964C1 (ru) | Способ определения коэффициента вытеснения нефти | |
| Kuzmin et al. | Use of scanning electron microscopy for the classification of rocks of oil and gas reservoirs | |
| RU2505802C1 (ru) | Способ количественного определения насыщенности образцов горной породы с использованием значений начальной и конечной водонасыщенности | |
| Al Sayari | The influence of wettability and carbon dioxide injection on hydrocarbon recovery | |
| CN115755195A (zh) | 一种储层岩石模拟生产条件下的润湿性表征方法 | |
| CN111208049B (zh) | 一种致密砂岩渗吸效果评价方法及装置 | |
| Guise et al. | Stress sensitivity of mercury injection measurements | |
| Sallier et al. | Micritic limestone of the middle-east: influence of wettability, pore network and experimental technique on drainage capillary pressure curve | |
| CN112147053A (zh) | 微生物碳酸盐岩储层埋藏热解增孔定量评价方法及装置 | |
| Siddiqui et al. | Static and dynamic measurements of reservoir heterogeneities in carbonate reservoirs |