Диссертация (1173035), страница 14
Текст из файла (страница 14)
Распределение цвета на«тепловых картах» отражает изменение амплитуды спектров ЯМР98Работа, затрачиваемая для внедрения в пустотное пространство образца №2воды, существенно больше работы, затрачиваемой при внедрении в образец нефти(Таблица 3.2), что свидетельствует о гидрофобности данного образца ( =−0.46). На серии спектров ЯМР, иллюстрирующей перераспределение нефти впустотном пространстве образца при вытеснении (повышении водонасыщенности), можно заметить сильное смещение спектров в область коротких времен релаксации уже при давлении 0,5·104 кПа (Рисунок 3.10).
Данный факт свидетельствует о поверхностной релаксации в пленках нефти, находящихся в контакте споверхностью крупных пор, то есть о гидрофобизации поверхности.В процессе дренирования нефть последовательно заполняет поры по меревозрастания их размера, при этом вода вытесняется в объем более крупных пор.Учитывая достаточно крутые фронты кривых капиллярного давления, соответствующие процессам в малых порах, можно заключить, что поры радиусом менее30 мкм также гидрофильны.Образцы №3 и №4 отобраны из нефтенасыщенного коллектора промежуточного типа, в котором сочетаются строматопоровый каркас и биогермный комковатый заполнитель, и отличаются друг от друга их соотношением. Оба образцаисследовались без экстракции.
Образец №3 содержит меньше комковатого заполнителя, обладает преимущественно гидрофобной смачиваемостью по ОСТ 39-18085, гидрофобной смачиваемостью по Амотту и нейтральной смачиваемостью поUSBM. Наличие большого количества строматопор с низкими ФЕС влияет наформу кривых капиллярного давления, «отрывая» их от линии нулевого капиллярного давления (Рисунок 3.11). Работы, затрачиваемые на замещение воды нефтьюи нефти водой приблизительно одинаковы, что приводит к нейтральной смачиваемости (Таблица 3.3). Однако форма кривой вытеснения отличается от формы кривой дренирования, что свидетельствует о различиях в процессах, происходящих вобразце при центрифугировании.998Моделирование kвоВытеснение воды нефтьюВытеснение нефти водой45Капиллярное давление, 10 кПа620-2-4kп = 9.77%-6-32kпр = 37.10·10 мкмнасыщенность(ГИС):нефть-8020406080100Водонасыщенность, %Рисунок 3.11 – Кривые капиллярного давления образца керна №3 в процессетеста USBM [18] = 0,40, = −0.37, = −0.03Таблица 3.3 – Результаты определения смачиваемости методом USBMобразца керна №3.USBMмоделирование во ,105 кПа0.000.050.201.843.277.39в , %86.1559.3747.1132.4125.7221.62 ,105 кПа0.000.050.200.570.821.843.275.137.39вытеснениедренированиев , %21.6232.4643.2256.1259.8865.1268.6871.2571.731в , %2379.6271.7350.9138.1431.2228.5625.1823.0320.6818.94351.29-0.03100Парциальная пористость, %0.75kп = 9.77%Моделирование остаточной водонасыщенности-32kпр = 37.10·10 мкмнасыщенность:нефть0.500.250.000.1110100100010000Время релаксации Т2, мс5Капиллярное давление, 10 кПа:0.00; kв = 86.15%1.84; kв = 32.41%0.05; kв = 59.37%3.27; kв = 25.72%0.20; kв = 47.11%7.39; kв = 21.62%Парциальная пористость, %0.75Первоначальное насыщение: D2Okп = 9.77%-3Вытеснение нефти водой2kпр = 37.10·10 мкм0.50насыщенность:нефть0.250.000.1110100100010000Время релаксации Т2, мс5Капиллярное давление, 10 кПа:0.00; kв = 21.62%0.57; kв = 56.12%3.27; kв = 68.68%0.05; kв = 32.46%0.82; kв = 59.88%5.13; kв = 71.25%0.20; kв = 43.22%1.84; kв = 65.12%7.39; kв = 71.73%Парциальная пористость, %0.75Вытеснение воды нефтьюkп = 9.77%-32kпр = 37.10·10 мкм0.50 насыщенность:нефть0.250.000.11105Капиллярное давление, 10 кПа:100100010000Время релаксации Т2, мс0.00; kв = 71.73%0.57; kв = 31.22%3.27; kв = 23.03%0.05; kв = 50.91%0.82; kв = 28.56%5.13; kв = 20.68%0.20; kв = 38.14%1.84; kв = 25.18%7.39; kв = 18.94%Рисунок 3.12 – ЯМР-визуализация изменения нефтенасыщенностиобразца керна №3 в процессе теста USBM [18].
Распределение цвета на«тепловых картах» отражает изменение амплитуды спектров ЯМРПарциальная пористРтутная порометрияМикротомография111010.50.500.0010.010.11101000100001000Время релаксации Т2, мсКп нас.= 9.26%, Кп (ртутн. пором.).= 8.8%Кп шлиф = 10.08 %, Кпр. (D=30 мм) = (10-3 мкм2)(Известняки биогермные строматопорово-полифитныес комковатым заполнителем (баундстоуны))Сихорейское месторождение, скв. 32101СПарциальная пористость, %957830.0011.5Радиус пор и поровых каналов, мкм0.010.11101001000Спектры ЯМРИмидж-анализ шлифаРтутная порометрияМикротомография1100001.510.50.500.0010.010.1110100Время релаксации Т2, мс1000010000Кп (D=30 мм) = 10.4 %, Кп (ртутн пором.) = 9.481718Рисунок 3.13 – Результатыструктуры пустотКп шлиф = 8.71комплексного%, Кпр. (D=30 мм) = исследования34.2(10-3 мкм2)(Известнякибиогермныестроматопорово-полифитныеного пространства образца керна №3 [18]с комковатым заполнителем (баундстоуны))Сихорейское месторождение, скв.
53Кривая дренирования при низких скоростях вращения центрифуги близка к линиинулевого капиллярного давления, а спектры ЯМР демонстрируют интенсивныйПарциальная пористость, %процесс дренирования нефти(Рисунок3.12), каналов,что указываетРадиуспор и поровыхмкм на гидрофобизацию0.0011.50.010.11101001000100001Image-анализ и фото шлифов выполнены К. Ю. Оленовой, измерения методом ртутной порометрии выполненыА. Р. Анашкиным, исследования методом микротомографии выполнены Д.
В. Коростом.18Светлой линией показанспектр ЯМР экстрагированного образца, полностью насыщенного водой, построенный0.5по оси Т2. Темной линией изображен тот же спектр, но построенный по оси радиусов пор. Соотношение размерапор и времени релаксации для сдвига спектра (по сути, релаксационная активность поверхности) получено в результате совместной интерпретации данных ЯМР, имидж-анализа шлифов и микротомографии.170102крупных межформенных пор радиусом от 80 до 160 мкм, приуроченных к комковатому заполнителю (Рисунок 3.13). После полного вовлечения данных пор в процесс вытеснения воды нефтью происходит слабое внедрение нефти в поры строматопорового каркаса. Проникновения нефти в гидрофильные поры строматопорового каркаса малого размера практически не происходит, что графически выглядит как незавершенность кривой капиллярного давления и приводит к увеличению площади под ней. Микропоры в процессах изменения фазовой насыщенности также не участвуют.Вытеснение нефти водой происходит в противоположной манере.
Сначалапри низких скоростях вращения центрифуги некоторое количество нефти замещается водой в объеме пор комковатого заполнителя, при этом часть нефти остаетсяв контакте с поверхностью, что визуализируется на серии ЯМР спектров в меньшей дискретности увеличения моды, связанной с объемной нефтью. Далее происходит внедрение воды в поры строматопорового каркаса, которое, вследствие егонизких ФЕС, происходит с малой интенсивностью, что также отражается в увеличении площади под кривой капиллярного давления.Образец №4 также представляет собой совокупность строматопоровогокаркаса и комковатого заполнителя, однако количество заполнителя здесьсущественно выше, чем в образец №3. Это приводит к значительному ростуколлекторскихсвойств.Данныйобразецгидрофобенпорезультатамисследований методами ОСТ 39-180-85 и Амотта и обладает нейтральной смачиваемостью (со сдвигом в сторону гидрофобности = −0.24) по методу USBM(Таблица 3.4).
Можно заметить, что результаты теста USBM для данного образца(Рисунок 3.14) представляют собой нечто среднее между образцами №2 и №3.Наличие строматопорового каркаса приводит к возникновению различий в формекривых капиллярного давления для нефти и воды, подобно тому, как это было вобразце №3. В то же время, кривая вытеснения воды нефтью ведет себя подобносоответствующей кривой гидрофобного образца №2.1038Моделирование kвоВытеснение воды нефтьюВытеснение нефти водой45Капиллярное давление, 10 кПа620-2-4kп = 13.06%-6-32kпр = 165.92·10 мкмнасыщенность(ГИС):нефть-8020406080100Водонасыщенность, %Рисунок 3.14 – Кривые капиллярного давления образца керна №4 в процессетеста USBM = 0,12, = −0.69, = −0.24Таблица 3.4 – Результаты определения смачиваемости методом USBMобразца керна №4.USBMмоделирование во ,105 кПа0.001.383.277.39в , %97.6526.0317.6915.44 ,105 кПа0.000.050.200.570.821.843.277.39вытеснениедренированиев , %15.4423.2636.3451.9460.262.0964.7966.221в , %2284.466.2228.6623.7921.4219.4317.1314.7613.94164.08-0.24104Парциальная пористость, %1.00Моделирование остаточной водонасыщенностиkп = 13.06%-30.752kпр = 165.92·10 мкмнасыщенность:нефть0.500.250.000.1110100100010000Время релаксации Т2, мс5Капиллярное давление, 10 кПа:0.00; kв = 97.65%7.39; kв = 15.44%1.38; kв = 26.03%Первоначальное насыщение: D2O3.27; kв = 17.69%Парциальная пористость, %1.00kп = 13.06%Вытеснение нефти водой-30.752kпр = 165.92·10 мкмнасыщенность:нефть0.500.250.000.11105Капиллярное давление, 10 кПа:100100010000Время релаксации Т2, мс0.00; kв = 15.44%0.57; kв = 51.94%3.27; kв = 64.79%0.05; kв = 23.26%0.82; kв = 60.20%7.39; kв = 66.22%0.20; kв = 36.34%1.84; kв = 62.09%Парциальная пористость, %1.00kп = 13.06%Вытеснение воды нефтью-30.752kпр = 165.92·10 мкмнасыщенность:нефть0.500.250.000.11105Капиллярное давление, 10 кПа:100100010000Время релаксации Т2, мс0.00; kв = 66.22%0.57; kв = 21.42%3.27; kв = 14.76%0.05; kв = 28.66%0.82; kв = 19.43%7.39; kв = 13.94%0.20; kв = 23.79%1.84; kв = 17.13%Рисунок 3.15 – ЯМР-визуализация изменения нефтенасыщенностиобразца керна №4 в процессе теста USBM.
Распределение цвета на«тепловых картах» отражает изменение амплитуды спектров ЯМРПарциальная пористость, %1050.0011.5Радиус пор и поровых каналов, мкм0.010.11101001000100001.5Спектры ЯМРИмидж-анализ шлифаРтутная порометрияМикротомография110.50.500.0010.010.11101000100001000Время релаксации Т2, мсКп нас.= 9.26%, Кп (ртутн. пором.).= 8.8%1920Рисунок 3.16 – Результатыисследованияструктуры пустотКп шлиф =комплексного10.08 %, Кпр.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
