Стандартный метод определения Кво в лаборатории

В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной. Количество остаточной воды определяет эффективный объем пор, занятый углеводородами.

Коэффициент остаточной водонасыщенности равняется отношению объема остаточной (неснижаемой, или гидродинамически невытесняемой) воды в порах к объему сообщающихся пор элемента пласта.

Остаточная водонасыщенность определяется методами центрифугирования и способом полупроницаемой мембраны.

Центрифугирование - это метод, в основе которого лежит воздействие на образец центробежных сил, возникающих при вращении керна в центрифуге. Для проведения работы использовалась цетрифуга "УЦПФ- 15000". Результаты центрифугирования также позволяют изучить распределение в керне пор по размерам.

Коэффициент водонасыщенности определяется по формуле:

, где

М₁, М₂ - масса сухого керна и масса керна после насыщения водой;

М_к - масса керна после центрифугирования.

Определение коэффициента эффективной пористости

Коэффициент эффективной пористости К_п.эф является важной петрофизической характеристикой коллектора. Он равняется отношению эффективного объема пор - максимального объема пор элемента пласта, который может быть занят нефтью, газом или способной к движению пластовой водой - к общему объему элемента пласта.

Коэффициент эффективной пористости используется при подсчете запасов углеводородов (для зоны предельного насыщения пласта); при построении петрофизических зависимостей для проницаемости и других параметров коллектора - с целью прогноза их изменения в объеме пласта по данным геофизических измерений в скважинах; при гидродинамическом моделировании процессов разработки нефтяного или газового месторождения - в качестве параметра, характеризующего объем пор, в котором происходит течение пластовых флюидов.

Величина коэффициента эффективной пористости рассчитывается как

Кп эф=Кпо*(1-Кво)

где К_по - коэффициент открытой пористости, К_во - коэффициент остаточной водонасыщенности, выраженный в долях единицы.

2.4 Определение петрофизических характеристик горных пород методом ямр

Определение пористости

Начальная амплитуда ЯМР эхо-сигнала, или область под кривой распределения Т₂, пропорциональна числу протонов водорода, содержащихся в поровых флюидах в зоне исследования. Следовательно, эта амплитуда может быть откалибрована для измерений величины пористости. В большинстве случаев вода, нефть и фильтрат бурового раствора в пластовых условиях обладают сходным водородным индексом, близким к единице. Введение специальных поправок необходимо, как правило, когда в коллекторе есть газ.

Измерение пористости (объемного влагосодержания) керна следует выполнять методом импульсного ядерного магнитного резонанса (ЯМР) на ядрах водорода.

Объемное влагосодержание образцов керна определяется как отношение объема жидкости в образце керна к объему образца.

Определение коэффициента пористости керна производится путем сравнения амплитуды сигналов от образцов горной породы и от стандартных образцов с известным объемным влагосодержанием.

Порядок выполнение измерений

При выполнении измерений коэффициента пористости керна должны быть выполнены следующие операции:

Поместить ГСО объемного влагосодержания в датчик аппаратуры Протон-20 и провести измерение амплитуды ССП - .

Насыщенный водным раствором хлористого натрия или углеводородной жидкостью измеряемый образец помещают в пробирку и устанавливают пробирку в датчик аппаратуры Протон – 20.

Провести измерение амплитуды ССП измеряемого образца - .

В случае, когда образец керна насыщен углеводородной жидкостью, определяют отношение объемной плотности протонов hж для данной жидкости и объемной плотности протонов для воды hв; с этой целью необходимо:

а) заполнить пробирку на высоту 50 мм водой, поместить ее в датчик аппаратуры и произвести 5 измерений амплитуды ССП - ;

б) вылить воду из пробирки, протереть ее фильтрованной бумагой и заполнить на 50 мм углеводородной жидкостью; произвести 5 измерений амплитуды ССП -

В качестве ГСО амплитудных характеристик ССИ используют стандартные образцы растворов декана С₁₀Н₂₂ в четыреххлористом углероде ССl₄.

Таблица.

№ СО	Состав стандартного образца	Поддиапазон значений аттестуемой характеристики, % абс.	Допускаемая погрешность аттестации, % отн.
1	Смесь С10Н22 (1%) и ССl4 (99%)	1 - 2	10
2	Смесь С10Н22 (5%) и ССl4 (95%)	4 - 6	2,5
3	Смесь С10Н22 (10%) и ССl4 (90%)	8 - 12	0,5
4	Смесь С10Н22 (20%) и ССl4 (80%)	18 - 22	0,5
5	Смесь С10Н22 (40%) и ССl4 (60%)	30 - 50	0,5

Стандартный образец представляет собой раствор, находящийся в запаянной стеклянной ампуле специальной конструкции.

Определение Кп

Обработку результатов измерения коэффициента пористости керна следует выполнять в следующем порядке:

Рассчитать значение амплитуды ССП для ГСО

Рассчитать среднее значение амплитуды ССП от измеряемого образца в соответствии с формулой

Рассчитать значение коэффициента пористости керна по формуле

,

где - аттестованное значение объемного влагосодержания ГСО. Результат округлить до 0,1.

В случае, если измеряемый образец насыщен углеводородной жидкостью, необходимо рассчитать отношение Н = / в соответствии с формулой

Коэффициент пористости керна при полном насыщении образца углеводородной жидкостью рассчитать в соответствии с формулой

Определение Кво

Алгоритм определения коэффициента остаточной водонасыщенности Кво породы основан на использовании различия энергетического состояния воды в порах различного размера. Степень подвижности воды в породе существенным образом зависит от структуры ее порового пространства, с которой тесно связаны ЯМР релаксационные характеристики. С другой стороны, коэффициент остаточной водонасыщенности является технологическим параметром. Поэтому для определения величины Кво по данным ЯМР измерений используют установленную зависимость скорости релаксации от содержания остаточной воды в породе, которая оценивается на образцах пород стандартными методами.

Применяемая методика определения содержания связанной воды в породе базируется на представлении о том, что связанная вода содержится во всех порах и количество ее уменьшается с ростом размера пор. В соответствии с этой методикой строится зависимость коэффициента остаточной водонасыщенности, определенного стандартными методами, от скорости ЯМР релаксации. Коэффициент остаточной водонасыщенности определяется с помощью следующего равенства

,

где - доля общей водонасыщенности, относящаяся к i – ой компоненте измеренной релаксационной кривой; - остаточная водонасыщенность, определенная с помощью установленной зависимости по значению Ri – скорость релаксации i – ой компоненты релаксационной кривой.

Определение размера пор (распределения по размерам пор)

Методика определения размера пор горной породы основана на связи этого параметра со временем ЯМР релаксации исследуемого образца. Скорость релаксации воды, когда она находится в поровом пространстве породы, описывается равенством

,

где - время продольной релаксации свободной воды, - время продольной релаксации протонов воды на поверхности твердой фазы породы.

Обычно релаксация свободной воды пренебрежимо мала по сравнению с поверхностной релаксацией. Это доминирующее влияние поверхности породы на ЯМР релаксацию является тем фактором, который обеспечивает связь между временем продольной релаксации и размером поры. Ближайшие к твердой поверхности протоны воды имеют высокую вероятность осуществить магнитную релаксацию. В то же самое время самодиффузия молекул воды стремится переместить нерелаксировавшие протоны к поверхности, а отрелаксировавшие протоны вовнутрь поры. В случае, когда эта диффузия является быстрой по сравнению с поверхностной релаксацией, она делает намагниченность однородной во всей поре. Релаксация в поре является тогда одноэкспоненциальной с постоянной времени продольной релаксации , которая определяется следующим образом

,

где V и S – соответственно, поровый объем и площадь поверхности, р – релаксационная активность поверхности, т.е. способность поверхности обуславливать релаксацию протонной намагниченности и имеет размерность длина/время. Релаксационная активность зависит от двух механизмов. Один представляет влияние гранулярной поверхности на замедление подвижности примыкающих молекул воды. Другим механизмом является присутствие парамагнитных атомов, т.е. атомов с неспаренными электронными спинами такими, как железо или марганец. Парамагнитные ионы обуславливают релаксацию электронной намагниченности или через значительно больший диполь электрона по сравнению с протоном, или через флуктуации электронного магнитного момента, обладающего собственной продольной и поперечной релаксациями.

Равенство показывает, что связано с размером поры, поскольку размерность S/V есть обратная величина длины. Когда релаксационная активность известна, ЯМР характеристика Т₁ может быть преобразована в размер поры с помощью равенства.

Поскольку величины релаксационной активности существенно различаются для различных типов пород, то для определения абсолютного размера пор по данным ЯМР измерений необходима дополнительная калибровка с помощью стандартных методов оценки размеров пор (например, посредством ртутной и электро-порометрии, метода полупроницаемой мембраны и т. п.).