RU2820738C1 - Способ определения эффективного порового объёма горной породы в лабораторных условиях - Google Patents
Способ определения эффективного порового объёма горной породы в лабораторных условиях Download PDFInfo
- Publication number
- RU2820738C1 RU2820738C1 RU2024104475A RU2024104475A RU2820738C1 RU 2820738 C1 RU2820738 C1 RU 2820738C1 RU 2024104475 A RU2024104475 A RU 2024104475A RU 2024104475 A RU2024104475 A RU 2024104475A RU 2820738 C1 RU2820738 C1 RU 2820738C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pore volume
- water
- rock
- model
- volume
- Prior art date
Links
- 239000011148 porous material Substances 0.000 title claims abstract description 107
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 50
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 77
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 55
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 45
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 33
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 28
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 24
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 21
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 19
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 11
- IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N N-Heptane Chemical compound CCCCCCC IMNFDUFMRHMDMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 7
- 238000000227 grinding Methods 0.000 description 6
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 4
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 4
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 108010010803 Gelatin Proteins 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
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 1
- 239000002872 contrast media Substances 0.000 description 1
- 238000001493 electron microscopy Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005206 flow analysis Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229920000159 gelatin Polymers 0.000 description 1
- 239000008273 gelatin Substances 0.000 description 1
- 235000019322 gelatine Nutrition 0.000 description 1
- 235000011852 gelatine desserts Nutrition 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003116 impacting effect Effects 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000001225 nuclear magnetic resonance method Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 238000004876 x-ray fluorescence Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к лабораторным методам определения эффективной пористости горной породы при фильтрации воды или водяного пара и оценке эффективности применяемых технологических жидкостей. Способ определения эффективного порового объема горной породы в лабораторных условиях включает применение метода резистивиметрии. В подготовленную насыщенную керновую модель нагнетают рабочий агент, в качестве которого может быть вода или пароводяная смесь, до достижения стационарного электрического сопротивления на выходе из модели. Закачивают раствор хлорида натрия объемом 1-2% от исследуемого порового объема и концентрацией, превышающей концентрацию насыщения модели пласта, с дальнейшим беспрерывным отслеживанием электрического сопротивления выходящей жидкости из модели пласта и определением эффективного порового объема согласно полученной зависимости электрического сопротивления от прокачанных поровых объемов нагнетаемого агента. Техническим результатом является определение эффективного порового объема горной породы при фильтрации воды или водяного пара. 4 ил.
Description
Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к лабораторным методам определения эффективного порового объема горной породы при фильтрации воды или водяного пара методом резистивиметрии, и оценке фильтрационного потока при использовании методов или технологических жидкостей для изменения структуры порового пространства.
Предшествующий уровень техники
Стандартные петрофизические исследования горных пород в лабораторных условиях предполагают подготовку керновых образцов и определение фильтрационно-емкостных свойств, чаще всего газоволюметрическим методом по инертному газу или воздуху. Емкостным параметром горной породы является коэффициент открытой пористости, который характеризует отношение открытого порового объема, полученного при насыщении газом или жидкостью, к общему объему исследуемого образца.
Получаемый поровый объем для определения коэффициента открытой пористости характеризует объем всех связанных пор, в том числе и застойных поровых зон, в случае движения закачиваемого агента в определенном направлении, и так называемых тупиковых зон, которые не участвуют в фильтрации через пористую среду. Коэффициент эффективной пористости в данном случае предполагает, прежде всего, определение порового объема, по которому потенциально может двигаться рабочий агент при полном насыщении всех открытых пор этим же агентом. То есть эффективный поровый объем - это объем, по которому фильтруется насыщающий горную породу флюид.
Помимо газоволюметрического метода определения порового объема существуют и другие методы, например, определение объема пор методом ядерно-магнитного резонанса или методом насыщения с гидростатическим взвешиванием насыщенного образца в насыщающей жидкости (метод И.А. Преображенского). Однако по имеющимся данным, определение эффективного порового объема горной породы в процессе фильтрации проблематично, особенно при физическом моделировании фильтрации в пористой среде.
Известен способ определения межзерновой эффективной пористости горных пород в трехмерных моделях (патент РФ № 2777714, опубл. 08.08.2021), включающий получение трехмерного томографического изображения керна с помощью метода рентгеновской томографии и вычисление эффективной пористости керна. Определение эффективного порового объема выполняется путем обработки томографических изображений и процедуры бинаризации с помощью трешхолдинга, при которой границу между породой и порами проводят по гистограмме распределения рентгеновской плотности. В выделенном поровом пространстве и модели объема образца проводят ограничение с помощью фигуры, ограничивающей форму исследуемого образца керна. Эта операция позволяет привести анализируемое поровое пространство к объему фигуры и вычислить коэффициент пористости согласно отношению полученного объема бинаризованной модели порового пространства образца к объему бинаризованной модели всего пространства образца.
Недостатком данного способа является сложность реализации, а именно наличие системы микрофокусной рентгеновской томографии для выполнения такого рода исследований с дальнейшей обработкой томографических снимков и создания цифровых моделей, что увеличивает время выполнения измерений. Расчетная эффективная пористость зависит от разрешения полученных изображений и размера исследуемой горной породы, что может снизить достоверность получаемого порового объема, который активно участвует в фильтрации.
Также, с помощью рентгеновского томографического метода выполняют оценку воздействия технологической жидкости на горную породу путем определения пористости (патент РФ № 2792960, опубл. 28.03.2023) после обработки изображений рентгеновской томографии и электронной микроскопии образцов керна до и после воздействия технологической жидкостью за счет рентгенофлуоресцентного анализа. В результате осуществления изобретения сопоставляют полученные данные и делают вывод об эффективности или неэффективности применения технологической жидкости на изменение порового объема горной породы. Недостатком способа, помимо необходимого оборудования, является изучение небольших образцов горной породы 30×30 мм, а также изучение изменения всего порового объема после закачки технологической жидкости. При фильтрации определяется изменение проницаемости кернового образца, однако изменение эффективного порового объема не представляется возможным ввиду оценки распределения пор по размерам, согласно полученным снимкам томографии до и после закачки технологической жидкости.
Известен способ определения пространственного распределения эффективного порового объема в керновом материале (патент РФ № 2548605, опубл. 20.04.2015), включающий закачку контрастного рентгеновского вещества - смеси желатина и йодосодержащего вещества, и сканирование образца посредством рентгеновской томографии с дальнейшей реконструкцией полученных изображений и анализом 3D-модели керна на изменение структуры порового пространства.
Недостатком данного способа является оценка только крупных открытых и закрытых пор в образце горной породы из-за технических особенностей применяемого оборудования для томографии. Зафиксированный открытый поровый объем данным способом принимается за эффективный поровый объем. Способ позволяет оценить изменение структуры порового пространства после закачки технологической жидкости вместе с йодосодержащим веществом путем сравнения с 3D моделью кернового образца до закачки технологической жидкости, при этом количественно оценить эффективный поровый объем - минимальный объем, по которому двигается жидкость после воздействия на горную породу, проблематично. Использование йодосодержащих соединений требует особых условий хранения и использования, а также являются дорогостоящими веществами.
Известен способ определения эффективной пористости горных пород-коллекторов по водонасыщенным образцам керна, основанный на прямой зависимости амплитуды сигнала свободной индукции от объема поровой воды в керне, помещенный в установленный в датчик аппаратуры ядерно-магнитного релаксометра измерительный контейнер (патент РФ №2301993, опубл. 20.04.2015), включающий определение открытой пористости и остаточной водонасыщенности с последующим расчетом эффективной пористости. Основным недостатком способа является то, что получаемый эффективный объем пор горной породы учитывает, в том числе и зоны, не участвующие в фильтрации, например застойные и тупиковые зоны.
Близким к заявляемому способу определения эффективного порового объема при фильтрации через пористую среду является способ определения параметров тупиковых зон порового пространства пород-коллекторов (авт. свид. СССР №706750, опубл. 30.12.1979), в котором через горную породу пропускают инертный газ - гелий с последующей закачкой метки - воздуха в количестве 0,1 см3, и регистрацией теплопроводности газа на выходе из модели пласта детектором с записью кривой изменения концентрации метки во времени. Благодаря получаемым данным размывания метки газа в образце горной породы и проведенного аналогичного эксперимента без исследуемого образца горной породы выполняют математический анализ с оценкой объема застойных зон, скорости движения метки и коэффициента обмена веществом между застойными зонами и проточными каналами. То есть разница открытого порового пространства и определяемого объема застойных зон дает эффективный поровый объем, по которому преимущественно фильтруется рабочий агент. Основными недостатками способа являются: невозможность использования способа в изучении насыщенных керновых моделей жидкостью - изучение порового пространства только по газу; получаемые эффективный поровый объем, и застойные зоны сильно зависят от скорости фильтрации через пористую среду; необходимость повторной подготовки образцов горной породы к определению застойных и проточных зон порового пространства после закачки технологических жидкостей и оценки изменения эффективного порового объема.
Изучение порового пространства в процессе фильтрации жидкости описано в книге автора Б.И. Тульбовича «Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения углеводородов» (1990 г.). В работе представлен метод определения эффективного порового объема при фильтрации гептана в предварительно насыщенной гексаном горной породе. При закачке гептана на выходе из керновой модели отбираются пробы для выполнения анализов и построения профиля концентрации вытесняющей жидкости методом хроматографии или рефрактометрии согласно разнице показателей преломления гексана и гептана, которая равна 0,0125 ед. Очевидно, что точность определения эффективного порового объема горной породы зависит от объема отбираемых проб для выполнения анализа на наличие гептана в пробе. Для повышения точности определения эффективного порового объема горной породы необходимо предусматривать возможность проточного анализа при выполнении экспериментального исследования.
В практике разработки нефтяных месторождений с применением систем поддержания пластового давления распространены гидродинамические исследования межскважинного пространства - трассерные (индикаторные) исследования скважин. Суть выполнения данных исследований заключается в закачке «меченной» жидкости в нагнетательную скважину и отслеживание выхода данной жидкости из добывающих скважин с последующей интерпретацией графиков времени прихода от концентрации «меченной» жидкости и проведением расчетов скорости фильтрации, проницаемости и эффективных поровых объемов фильтрационных каналов.
Трассерный метод исследования скважин подробно описан в книге «Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов» (1986 г.) коллектива авторов Э.В. Соколовского, Г.Б. Соловьева и Ю.И. Тренчикова. В работе представлен метод определения стабильности индикатора при его движении в пористой среде - сорбции индикатора горной породой при его фильтрации. Методика эксперимента заключается в следующем: в модель пористой среды вводится и вытесняется порция раствора исследуемого вещества, и на выходе из модели отбираются пробы жидкости для определения количественного содержания вещества и контроля вышедшей массы индикатора, после чего определяют величину адсорбции согласно отношению разницы масс введенного и полученного на выходе вещества к массе введенного вещества. Авторами работы отмечено, что хлорид натрия является идеальным индикатором для лабораторных экспериментов из-за отсутствия сорбции в терригенных и карбонатных горных породах, что, по мнению авторов, является эталонным индикатором. Хлорид натрия может быть использован в качестве реагента для изучения фильтрации воды в поровом пространстве и определения эффективного порового объема керновой модели в лабораторных условиях.
Раскрытие изобретения
Технический результат, достигаемый заявленным изобретением, заключается в закачке раствора хлорида натрия в предварительно насыщенную керновую модель дистиллированной водой и отслеживанием электрического сопротивления выходящей из модели жидкости при закачке с постоянным расходом воды или водяного пара с последующей оценкой эффективного объема порового пространства. В случае определения эффективного порового объема керновой модели пласта с содержанием глин, чтобы избежать их набухания, модель насыщается минерализованной водой, и закачиваемый раствор хлорида натрия имеет концентрацию выше минерализованной воды в керновой модели.
Описываемый способ поясняется следующими фигурами:
фиг. 1 - зависимость электрического сопротивления от прокачанных поровых объемов дистиллированной воды с момента закачки раствора хлорида натрия в однородную насыпную модель естественного помола керна;
фиг. 2 - зависимость электрического сопротивления выходящей воды от прокачанных поровых объемов дистиллированной воды при фильтрации раствора хлорида натрия в неоднородной модели пласта;
фиг. 3 - гидравлическая схема эксперимента по изучению фильтрации пароводяной смеси в насыпной модели пласта;
фиг. 4 - зависимость электрического сопротивления выходящего конденсата от прокачанных поровых объемов дистиллированной воды через проточный парогенератор-перегреватель при фильтрации раствора хлорида натрия до и после закачки осадкообразующих составов.
Указанный технический результат достигается в способе определения эффективного объема пор путем измерения электрического сопротивления жидкости, выходящей из керновой модели, после закачки раствора хлорида натрия с последующей закачкой воды, водяного пара или минерализованной воды в зависимости от насыщения модели пласта. В результате фильтрации с постоянным расходом насыщающего агента через пористую среду строится график зависимости сопротивления жидкости от количества поровых объемов закачиваемого агента после момента закачки раствора хлорида натрия. Таким образом, зафиксированное начало снижения электрического сопротивления выходящей из модели жидкости или конденсата в кювете измерителя иммитанса свидетельствует о прохождении ионов хлорида натрия через поровое пространство исследуемой горной породы.
Хлорид натрия - растворимая в воде неорганическая соль, которая используется для создания моделей пластовой воды при выполнении различных лабораторных исследований кернового материала, например, для определения фильтрационно-емкостных свойств горных пород пласта-коллектора. Ионы натрия и хлора распространены во всех пластовых водах. Благодаря хорошей растворимости, термостойкости и стабильности в водном растворе, хлорид натрия может использоваться и в пароводяной смеси, что актуально для изучения фильтрации теплоносителя в горной породе при моделировании паротепловых методов воздействия. Высокая электропроводность ионов позволяет использовать хлорид натрия для определения электрического сопротивления жидкости в широком диапазоне концентраций.
Осуществление изобретения
Метод резистивиметрии основан на пропускании электрического тока жидкостью с наличием растворенных в ней ионов неорганических солей. В результате выполнения измерений получают электрическое сопротивление жидкости - величину, которая обратно пропорциональна проводимости электрического тока, а также удельно-электрическое сопротивление. Электрическое сопротивление жидкости зависит минерализации, так, например, для дистиллированной воды характерно электрическое сопротивление в диапазоне 520-550 кОм, а для минерализованной воды с концентрацией растворенных в ней солей хлорида натрия 10 г/л сопротивление составляет всего 680 Ом. Причем, зависимость электрического сопротивления от концентрации солей нелинейная, поэтому при небольших концентрациях неорганических солей в воде электрическое сопротивление существенно снижается по сравнению с дистиллированной водой. Так, например, при концентрации хлорида натрия 10 мг/л электрическое сопротивление воды составляет 209 кОм, что примерно в 2,5 раза ниже сопротивления дистиллированной воды.
Исходя из высокой чувствительности метод резистивиметрии может быть применен для оценки эффективного порового объема горной породы в лабораторных условиях в рамках выполнения экспериментальных исследований, связанных с изучением фильтрации в неоднородных коллекторах и применяемых методов воздействия на изменение структуры порового пространства, а также влияния изменения физико-химических свойств и режима закачки агента в модель пласта. Задача указанного способа состоит в беспрерывном определении электрического сопротивления выходящей из модели пласта жидкости после закачки объема раствора неорганической соли при постоянной скорости фильтрации.
Способ определения эффективного порового объема методом резистивиметрии состоит из следующих этапов:
1. Определение порового объема горной породы. Подготовленные сухие образцы горной породы в зависимости от литологического состава насыщаются дистиллированной или минерализованной водой в сатураторе с определением открытого порового пространства. В случае работы с насыпными моделями с естественным помолом керна -насыщение водой снизу-вверх в вертикальном положении трубы насыпной модели с небольшим объемным расходом и прокачка несколько поровых объемов воды до полного выхода воздуха из модели. Согласно разности объемов закачанной воды в насыпную модель по данным датчика гидравлического насоса и вышедшей воды, отбираемой в мерный цилиндр, вычисляется поровый объем пустотного пространства.
2. Фильтрация через пористую среду. Через насыщенную горную породу в кернодержателе с созданным горным давлением выполняют фильтрацию жидкости, на выходе модели отбираются пробы воды для измерения электрического сопротивления в случае отсутствия возможности беспрерывного замера. Беспрерывный замер электрического сопротивления жидкости выполняется при опущенной выходящей трубке из керновой или насыпной модели в кювету измерителя иммитанса. Процесс фильтрации на разных режимах закачки выполняется до установления «фонового» электрического сопротивления в диапазоне насыщаемой воды в модели пласта в течение 2-3 прокачанных поровых объемов.
3. Закачка раствора хлорида натрия и отслеживание электрического сопротивления. Объем и концентрация раствора хлорида натрия выбираются исходя из геометрических размеров и порового объема исследуемой горной породы, а также от насыщения модели дистиллированной или минерализованной водой. Объем раствора, требуемый для осуществления способа, может быть около 1-2% от полученного порового объема в результате насыщения согласно п. 1. После закачки раствора хлорида натрия выполняется фильтрация при постоянном объемном расходе нагнетаемого агента через образец горной породы и беспрерывный замер электрического сопротивления выходящей жидкости.
4. Построение графика зависимости электрического сопротивления от прокачанных поровых объемов нагнетаемого агента после закачки раствора хлорида натрия и определение эффективного порового объема. При прохождении ионов через поровое пространство происходит снижение электрического сопротивления, согласно которому определяется эффективный объем пор в горной породе. Начало снижения сопротивления жидкости свидетельствует о попадании ионов в кювету измерителя иммитанса, что позволяет оценить объем фильтрационного канала, по которому двигались ионы при постоянной скорости фильтрации.
Примеры осуществления изобретения и полученные результаты фильтрационных исследований на керновых моделях пласта представлены ниже. Определение эффективного порового объема выполнялось в насыпных моделях естественного помола керна терригенного коллектора с различными фильтрационно-емкостными свойствами при закачке дистиллированной воды и водяного пара. В качестве оборудования для осуществления изобретения использовалось следующее: стальная труба с внутренней резьбой для создания насыпных моделей с геометрическим объемом внутреннего пространства 353,25 см3, двухплунжерный насос ЛН-800-100 для беспрерывной закачки рабочего агента, элементы фильтрационной установки для исследования керна «ПИК-ОФП/ЭП-К-Т», проточный парогенератор-перегреватель, измеритель иммитанса «ПетроОм» с кюветой для определения электрического сопротивления жидкости.
Пример 1. Однородная насыпная модель естественного помола керна массой 633,63 г насыщалась дистиллированной водой, в результате чего получен поровый объем 134,39 см3, что соответствует коэффициенту открытой пористости - 38,04%. Перед закачкой раствора хлорида натрия через насыпную модель прокачано 5-7 поровых объемов дистиллированной воды до стабилизации электрического сопротивления выходящей из модели воды. Далее закачка дистиллированной воды прекращается и выполняется закачка раствора хлорида натрия объемом 2 см3 с концентрацией 10 г/л, после чего продолжается закачка дистиллированной воды с постоянным объемным расходом. Выходящая из модели гибкая трубка во время выполнения эксперимента опущена в постоянно заполненную кювету объемом 7 см3 измерителя иммитанса, который подключен к персональному компьютеру для записи показаний электрического сопротивления находящейся в кювете жидкости, постепенно переливающейся в резервуар по мере закачки воды. На фиг. 1 представлена графическая зависимость электрического сопротивления от прокачанных поровых объемов дистиллированной воды с момента закачки раствора хлорида натрия, согласно которой определен эффективный поровый объем 4 при разных объемных расходах закачки воды, который равен 0,36⋅Vпор. или 48,38 см3. На графике зависимости, представленной на фиг. 1, можно выделить три зоны электрического сопротивления выходящей жидкости: зона 1 (от 0 до 0,35⋅Vпор.) - сопротивление дистиллированной воды до выхода ионов; 2 (от 0,36 до 0,78⋅Vпор.) - зона выхода ионов, начало которой свидетельствует об эффективном объеме пористой структуры; 3 (от 0,79 до 4⋅Vпор.) - зона «захвата» ионов при фильтрации дистиллированной воды, которая характеризует сообщаемость эффективного порового объема и застойных зон за счет диффузии и скорости фильтрации.
Пример 2. Неоднородная насыпная модель с естественным помолом керна массой 301,62 г и полуцилидрическими керновыми образцами суммарной массой 246,24 г насыщалась дистиллированной водой, в результате чего поровый объем составил 117,20 см3 (коэффициент открытой пористости - 33,2%). После стабилизации «фонового» электрического сопротивления на выходе модели при прокачке поровых объемов дистиллированной воды выполнена закачка раствора хлорида объемом 2 см3 с концентрацией 10 г/л с измерением электрического сопротивления. Согласно динамике электрического сопротивления выходящей воды при фильтрации раствора хлорида натрия в данной модели (фиг. 2) видно, что эффективный поровый объем меняется при различных объемных расходах закачки воды (q) в следующей последовательности: при q=2 см3/мин эффективный поровый объем составляет 24,27 см3, при q=5 см3/мин - 18,41 см3, при q=10 см3/мин -10,20 см3, при q=15 см3/мин - 7,86 см3, а при объемном расходе равном 1 см3/мин эффективный объем пор после высоких расходов составил 6,69 см3. Видно, что при движении раствора хлорида натрия изменение эффективного порового объема вызвано перераспределением песка от входа к выходу модели и изменением структуры порового пространства в верхней части насыпной модели из-за высокой скорости фильтрации дистиллированной воды. Также изменяются зафиксированные минимальные электрические сопротивления воды (максимальные концентрации ионов), так как при уменьшении эффективного порового объема раствор хлорида натрия теряет меньше ионов при движении к выходу за счет диффузии.
Пример 3. Неоднородная насыпная модель с естественным помолом керна массой 407,75 г и полуцилиндрическими керновыми образцами суммарной массой 248,13 г насыщалась дистиллированной водой, в результате чего поровый объем составил 93,4 см3 (коэффициент открытой пористости - 26,4%). Далее в насыпную модель нагнетался водяной пар согласно гидравлической схеме, представленной на фиг. 3. Из резервуара 6 в двухплунжерный насос 7 поступает дистиллированная вода, которая по соединительным трубкам попадает в проточный парогенератор-перегреватель 8 и переходит в пар. Далее водяной пар нагнетается в неоднородную насыпную модель 1, состоящую из естественного помола керна 2 сверху и полуцилиндрических керновых образцов 3. Отличительной особенностью данного экспериментального исследования по сравнению с экспериментами по определению эффективного порового объема при фильтрации воды является то, что для определения электрического сопротивления использовалась длинная гибкая трубка, которая погружена в емкость со льдом 4 для фазового перехода пароводяной смеси в конденсат. Конденсат попадает в кювету 5 измерителя иммитанса 10, который в свою очередь подключен к персональному компьютеру 11 для записи регистрируемого сопротивления. Весь конденсат при переливе из кюветы поступает в резервуар 12. Объем гибкой трубки 11,98 см3 учитывается в определении эффективного порового объема при течении пароводяной смеси через пористую среду. В рамках экспериментального исследования предусматривалась оценка влияния закачки осадкообразующих составов (ООС) для изменения фильтрационного потока пара при температуре 173,6°С и давлении 0,24 МПа, а также влияние скорости закачки теплоносителя на вовлечение застойных зон. Для закачки раствора хлорида натрия в пароводяную смесь используется насос 9. На фиг. 4 представлена динамика электрического сопротивления конденсата в кювете измерителя иммитанса до и после закачки ООС с изменением объемного расхода дистиллированной воды перед парогенератором: в 1 и 3 объемный расход изменен с 10 до 13 см3/мин, а в 2 и 4 - с 13 до 15 см3/мин. В результате обработки ООС эффективный поровый объем при объемном расходе дистиллированной воды 10 см3/мин увеличился в 4 раза (с 0,33 до 1,35 доли ед.). Изменение скорости фильтрации пароводяной смеси приводит к дополнительному выходу ионов из порового пространства, тем не менее, часть ионов остается даже после достижения «фонового» электрического сопротивления дистиллированной воды, что подтверждает снижение сопротивления выходящего из модели конденсата при изменении объемного расхода подаваемой дистиллированной воды в проточный парогенератор-перегреватель.
Таким образом, при осуществлении изобретения в зависимости от преследуемых целей и задач экспериментального исследования возможно: определять эффективный поровый объем поровой структуры; отслеживать стабильность эффективного порового объема и сформированных фильтрационных каналов при различных скоростях фильтрации воды и пароводяной смеси; оценить изменение эффективного порового объема при закачке реагентов, влияющих на структуру порового пространства при фильтрации воды и пароводяной смеси; оценить сообщаемость застойных зон и эффективного порового объема при изменении расхода воды или водяного пара.
Claims (1)
- Способ определения эффективного порового объема горной породы в лабораторных условиях, включающий применение метода резистивиметрии, отличающийся тем, что в подготовленную насыщенную керновую модель нагнетают рабочий агент, в качестве которого может быть вода или пароводяная смесь, до достижения стационарного электрического сопротивления на выходе из модели, далее закачивают раствор хлорида натрия объемом 1-2% от исследуемого порового объема и концентрацией, превышающей концентрацию насыщения модели пласта, с дальнейшим беспрерывным отслеживанием электрического сопротивления выходящей жидкости из модели пласта и определением эффективного порового объема согласно полученной зависимости электрического сопротивления от прокачанных поровых объемов нагнетаемого агента.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2820738C1 true RU2820738C1 (ru) | 2024-06-07 |
Family
ID=
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2301993C1 (ru) * | 2005-12-23 | 2007-06-27 | Яков Львович Белорай | Способ и устройство для определения эффективной пористости горных пород |
| RU2548605C1 (ru) * | 2014-01-28 | 2015-04-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ определения пространственного распределения в керновом материале эффективного порового пространства |
| RU2777714C1 (ru) * | 2021-12-07 | 2022-08-08 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ получения трехмерной модели керна горных пород по данным компьютерной томографии для определения межзерновой эффективной пористости |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2301993C1 (ru) * | 2005-12-23 | 2007-06-27 | Яков Львович Белорай | Способ и устройство для определения эффективной пористости горных пород |
| RU2548605C1 (ru) * | 2014-01-28 | 2015-04-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Способ определения пространственного распределения в керновом материале эффективного порового пространства |
| RU2777714C1 (ru) * | 2021-12-07 | 2022-08-08 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ получения трехмерной модели керна горных пород по данным компьютерной томографии для определения межзерновой эффективной пористости |
| 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 |
|---|---|---|
| US10288571B2 (en) | Absolute porosity and pore size determination of pore types in media with varying pore sizes | |
| US7397240B2 (en) | Method of measuring rock wettability by means of nuclear magnetic resonance | |
| US10845322B2 (en) | Method and apparatus for measuring capillary pressure and foam transport in porous media | |
| US11125705B2 (en) | Advanced NMR analysis of pore type distribution in core samples using hydraulic fluid exchange | |
| Greiner et al. | Magnetic resonance imaging of paramagnetic tracers in porous media: quantification of flow and transport parameters | |
| Rumer Jr et al. | Intruded salt-water wedge in porous media | |
| CN109142154A (zh) | 一种计算页岩气储层润湿角的方法 | |
| CN108442927A (zh) | 现场录井应用的岩屑孔隙度测量方法、测量装置和应用 | |
| RU2471176C1 (ru) | Способ исследования образцов керна | |
| Wang et al. | A more generalized model for relative permeability prediction in unsaturated fractal porous media | |
| RU2455483C2 (ru) | Способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности | |
| Vik et al. | Connectivity in vuggy carbonates, new experimental methods and applications | |
| RU2820738C1 (ru) | Способ определения эффективного порового объёма горной породы в лабораторных условиях | |
| CA3059127A1 (en) | Method for determining a representative parameter of a porous sample and related assembly | |
| Feng et al. | Resolution effect on image-based conventional and tight sandstone pore space reconstructions: origins and strategies | |
| CN113109234A (zh) | 重水核磁束缚水探测的低含油饱和度渗流规律修正方法 | |
| Yan et al. | Testing oil saturation distribution in migration paths using MRI | |
| CN115753540B (zh) | 咸水层地质埋存定量研究实验装置及方法 | |
| Guo et al. | An improved method for fitting relative permeability curve using nuclear magnetic resonance imaging | |
| CN113138205B (zh) | 确定多孔介质内部气水渗吸情况的方法及系统 | |
| RU2753964C1 (ru) | Способ определения коэффициента вытеснения нефти | |
| CN114184529B (zh) | 获取束缚水饱和度的方法、装置、电子设备及介质 | |
| Al Sayari | The influence of wettability and carbon dioxide injection on hydrocarbon recovery | |
| Wang et al. | Magnetic-resonance imaging and simplified Kozeny-Carman-model analysis of glass-bead packs as a frame of reference to study permeability of reservoir rocks | |
| Latrille et al. | Estimating apparent diffusion coefficient and tortuosity in packed sand columns by tracers experiments |