Диссертация (1173035), страница 7
Текст из файла (страница 7)
Например, спектр образца, составленного из трех ампул с разными флюидами, должен повторять сумму спектров от каждой ампулы, измеренных индиви-Парциальная пористость, %дуально (Рисунок 1.15) [22].1.2Индивидуальный сигнал:Флюид 1Флюид 2Флюид 3Сигнал составногообразца0.80.40.00.1110100100010000Время релаксации Т2, мсРисунок 1.15 – Спектр составного образца (3 ампулы) и индивидуальныеспектры его элементов [22]441.3.2.Определение смачиваемости методом ЯМРВремя релаксации флюидов, содержащийся в пустотном пространстве породы изменяется при их контакте с поверхностью пор.
Впервые данный факт былотмечен в 1956 г. Р. Брауном (R. J. S. Brown) и И. Фэттом (I. Fatt) в работе, в которой было показано увеличение времени спин-решеточной (1) релаксации воды суменьшением гидрофильности породы [103]. Исследования проводились в полеЗемли на насыпных моделях-смесях гидрофобного и гидрофильного песка в различных пропорциях. В результате была получена линейная зависимость (Рисунок1.16):Рисунок 1.16 – Скорость релаксации воды (1⁄ ) для смесей песка с1различным содержанием гидрофобных компонентов [по 103]Подобный эффект для релаксации 1 наблюдался и другими учеными [149];в качестве моделей гидрофильной и гидрофобной систем использовались стеклянные и полимерные шарики соответственно.
Дальнейшие исследования привели кпротиворечивым результатам. При измерениях времен спин-решеточной релаксации для воды и оксида дейтерия на стеклянных шариках с полимерным покрытием45и без, авторы [161] получили 1 воды для гидрофобной поверхности меньшее, чемдля гидрофильной. В то же время, результаты для оксида дейтерия находились вхорошем соответствии с данными, полученными ранее. Такой результат был ошибочно интерпретирован как влияние метиловых групп в полимерном покрытиишариков на время релаксации.
Учитывая то, что подобные компоненты присутствуют в большинстве гидрофобных природных поверхностей, был сделан неверный вывод о принципиальной невозможности использования ЯМР для оценкисмачиваемости гидрофобного пустотного пространства горных пород. Далее, эксперименты повторялись в [126], где было убедительно доказано, что уменьшениевремени релаксации воды на полимернопокрытых стеклянных шариках (гидрофобных) вызывалось не метиловыми группами, а парамагнитными примесями встекле, из которого были изготовлены шарики.На основе описанного эффекта Я. Л. Белорай и Э. А.
Былина предложилиспособ расчета коэффициента смачиваемости как отношение времен 1, измеренных для предварительно экстрагированных образцов-дублеров, насыщенных водой (полярной жидкостью) и бензолом (неполярной жидкостью) соответственно:=1б.1в(1.20)Интересным является факт, что указанный коэффициент смачиваемости численносоответствует коэффициенту 1/, полученному микрокалориметрическим методом (1.12), что объясняется одинаковым механизмом изменения подвижностипротонов при ЯМР и адсорбции [24].Впоследствии было установлено, что контакт гидрофобной породы снефтью приводит к уменьшению времени релаксации для нефти. Это позволилоиспользовать уменьшение времени релаксации нефти в породе относительно объемного времени релаксации как качественный [102, 125, 126], а в некоторых случаях и количественный [106, 113, 116] показатель гидрофобности поверхности.Проведенные исследования показали, что скорость релаксации флюида возрастаетпропорционально доле поверхности, которую данный флюид смачивает.
Поэтому46наиболее очевидной количественной характеристикой смачиваемости может служить величина, изменяющаяся от –1 для гидрофобных до +1 для гидрофильныхпород [134]: = − ,(1.21)где , , – площади поверхности, смачиваемые водой, нефтьюи полная площадь соответственно.Здесь следует понимать, что несмотря на то, что индекс смачиваемости имеет несомненное сходство с индексами USBM и Амотта-Харви, они не могутбыть эквивалентны из-за абсолютно различной природы. Поэтому для корректного использования требуется калибровка индекса на любой из общепринятых(например, USBM).Очевидно, что наибольшую сложность составляет определение долей поверхности, смачиваемой флюидами.
Для этого в [96, 102, 113, 116, 125, 126] предлагалось использовать пик нефти в распределении 2 флюидонасыщенного образца. Однако, проблема заключается в том, что явно различимый пик можетнаблюдаться только в случае совокупности двух факторов: высокой нефтенасыщенности и малой вязкости нефти.
В большинстве же случаев, пики нефти и водынакладываются друг на друга и не могут быть разделены.Одним из решений данной проблемы является инверсия ЯМР сигнала какфункции размера пор и распределения воды и нефти в поровой системе, котораяпроводится с учетом распределений 2 для объемных флюидов и полностью водонасыщенных образцов. Авторы [134] сопоставляли спектры Т2 для полностью водонасыщенных образцов и образцов со смешанным флюидонасыщением с расчетом откликов от отдельных флюидов (Рисунок 1.18 А…С) для пород с различнойсмачиваемостью.
После этого производилось восстановление теоретическогоспектра 2 и сравнение его с измеренным (Рисунок 1.18 D) Теоретический спектрпри этом представлялся как сумма водо- и нефтенасыщенного спектров. Итерации47производились до тех пор, пока не достигалось наилучшее совпадение теоретического и измеренного спектров, после чего определялось соотношение долей гидрофильной и гидрофобной поверхностей пор. В таком случае индекс смачиваемости (1.21) приобретает вид:∞ = 2 ∙ ∫ () () − 1,(1.22)0где () и () – функции распределения пор по размерам и распределения гидрофильной доли поверхности пор в зависимости от радиуса пор .Результаты моделирования были успешно использованы для шести скважинкарбонатных разрезов; по ЯМК сопоставлялись с индексами USBM с удовлетворительной корреляцией (Рисунок 1.17).Рисунок 1.17 – Сопоставление индексов смачиваемости, полученныхметодами инверсии ЯМК и USBM для шести различных месторождений(обозначены буквами от А до F) [по 134]Рисунок 1.18 – Измеренное распределение Т2 и рассчитанные отклики от флюидов при равномнасыщении водой и нефтью для гидрофильных (А), нейтральных (В) и гидрофобных (С) образцов.Одно из решений инверсионной задачи по подбору теоретического спектра (D) [по134]4849Иной подход был использован в работе [120], где авторы обнаружили линейную зависимость индекса Амотта-Харви и двумя группами величин, полученными методом ЯМР: разностями и отношениями среднеарифметических временрелаксации в состояниях остаточной нефте- и водонасыщенности (Рисунок 1.19).Рисунок 1.19 – Зависимость среднеарифметических времен релаксации отиндекса Амотта-Харви для образцов в состоянии остаточнойнефтенасыщенности [по 120]Выше уже указывалось, что метод ЯМР эффективен как прямой метод измерения объемов флюидов в образце при определении смачиваемости в экспериментах USBM, Амотта и других в случае применения тяжелой воды или парамагнитных солей.
Ранее обсуждался предельный случай, когда при допировании моделипластовой воды парамагнитной солью достигалась концентрация, смещающаяобъемное время релаксации в область времен ниже порога чувствительности релаксометра. Можно использовать более низкие концентрации для визуальногоразделения сигнала от воды и нефти и возможности расчета их вклада в общуюнасыщенность прямым вычитанием одного спектра из другого. Так, например в[22] был показан релаксационный спектр образца со смоделированной остаточнойводонасыщенностью на основе воды с парамагнитной солью (Рисунок 1.20). Приэтом максимальное время релаксации составило величину порядка 10 мс.
При последующем донасыщении образца нефтью ее спектр практически не перекрывается со спектром парамагнитной воды (в отличие от воды без примесей), что позволяет проводить разделение вклада флюидов в общую насыщенность.50(а)(б)1560Парциальная пористость, %Парциальная пористость, %Вода:модельпластовая402000.11101001000нефть1050100000.1Время релаксации Т2, мс110100100010000Время релаксации Т2, мс(в)Парциальная пористость, %Состояние образца:ОВОВ + нефть1.00.50.00.1110100100010000Время релаксации Т2, мсРисунок 1.20 – Спектры пластовой воды с парамагнитными солями и моделипластовой воды (а), нефти (б).
Разделение флюидов на спектре 2 (в)4 [22]Также одной из возможностей разделить ЯМР-отклики от нефти и воды является использование диффузии (далее ): как известно, в неоднородном магнитном поле времена релаксации для воды и нефти имеют разную чувствительностьк изменению межэхового интервала времен . Поэтому, измерив 2 с разнымивеличинами в градиентном магнитном поле можно визуально разделить насыщающие породу флюиды на карте 2 − или 1 − (Рисунок 1.21).4ОВ – состояние остаточного водонасыщения.51Рисунок 1.21 – Представление карты 2 − [9], где:1 – линия воды, 2 – линия нефти, 3 – линия газа, 4 – связанная вода,5 – свободная вода, 6 – нефть, 7 – легкая нефть или фильтрат РУО, 8 – газ,9 – распределение 2, 10 – распределение , 11 – граница надежности оценокВлияние смачиваемости на релаксационные процессы проявляется изменениями положения областей воды и нефти на картах 2 − .
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
