Как найти Кво по данным ККД?

Последнее сообщение
tikiero 516 10
Апр 12

Имеется вагон и маленькая тележка с данными кривых ртутного капиллярного давления. Необходимо определить Кво. В случае гидрофильного коллектора принципиальных проблем нет – все делаем по отработанной схеме.
Однако изучаемый объект – фобный (средний индекс смачиваемости равен 0.85, где 1 соответствует максимальной фобности, а 0 максимальной фильности). Это означает, что угол смачивания в системе вода-нефть должен быть более 110°. Само собой это приводит к тому, что в коллекторе будет отрицательное капиллярное давление, чего быть не может. Ведь Кво в этом фобном коллекторе все-таки есть – стало быть и капиллярное давление должно быть положительным! А это возможно только в том случае, когда угол смачивания в системе вода-нефть меньше 90°.
Разрешение этого антагонизма я вижу в следующем. Поры маленького размера (с радиусом r<r0) являются полностью фильными. Поры крупного размера (с радиусом r>r0) являются полностью фобными. По-видимому, краевой угол смачивания определяется как суперпозиция двух сил, действующих в маленьких и больших порах. В зависимости от соотношения объемов маленьких и больших пор величина краевого угла будет варьироваться, но этот угол будет всегда меньше 90°. То есть, фактически, необходимо найти связь между отношением объемов маленьких и больших пор с углом смачиваемости в системе вода-нефть.
А теперь, собственно, вопрос, как найти Кво по данным ККД для фобных образцов?

FullChaos 875 13
Апр 12 #1

просто как идея - может попробовать завязаться на минералогический, гранулометрический состав и тип цемента, поняв какие именно минералы фильные, какие фобные или какая именно фракция отвечает за фильность, отсюда уже путём хитрых расчетов оценить Кво.

Myp3uJIKA 234 14
Апр 12 #2

вы же говорите что есть "вагон" кривых для вашего фобного коллектора. в чем проблема по нему определить Кво? Или кривые не для фобного?

tikiero 516 10
Апр 12 #3

To FullChaos

Единственная выявленная корреляционная взаимосвязь говорит о том, что с увеличением среднего размера пор (и как следствие с увеличением пористости и проницаемости) происходит увеличение индекса фобности пород. В принципе, можно сказать, что величина r0 также известна. Связи фобности с минеральным составом скелета и типом цемента не обнаружено.

Так все-таки, если даже известна связь фобности с минеральным составом, типом цемента и грансоставом, то какие хитрые расчеты нужно совершить, чтобы найти угол смачиваемости в системе вода-нефть?

tikiero 516 10
Апр 12 #4

To Myp3uJIKA

Данных действительно много.

Но для того, чтобы определить Кво по данным ККД в случае фобного коллектора необходимо поставить соответствующий угол смачивания в системе вода-нефть, который, само собой, неизвестен.

Известно, что для фобных породы угол смачивания всегда больше 90 градусов. Но угол смачивания больше 90 получится отрицательное капиллярное давление, то есть никакой воды в коллекторе вообще быт не должно!

tikiero 516 10
Апр 12 #5

To Myp3uJIKA

Отсюда вытекает следствие, что реальная гетерогенная порода в системе вода-нефть обладает некоторым эффективным углом смачивания, который всегда меньше 90 градусов, даже несмотря на то, что индекс смачиваемости может быть очень высоким.

Логично предположить, что величина этого эффективного угла смачиваемости определяется соотношением площадей фильной и фобной поверхностей. Так вот, допустим, если индекс Амота-Тульбовича равен 0,8, а соотношение площадей фильной и фобной поверхностей равно 0,6. Очевидно, что в этом случае помимо связанной нефти в пласте есть и связанная вода, тогда и капиллярное давление должно быть положительным. Каким тогда в этом случае будет угол смачиваемости?

tikiero 516 10
Апр 12 #6

Допускаю, что вообще мыслю не в том направлении. Тогда может кто-то подскажет, как нужно обрабатывать ККД, чтобы получить Кво для фобных образцов?

tikiero 516 10
Апр 12 #7

Давайте по порядку. Изначально имеем:

  1. Зеркало свободной воды (Набс),
  2. Абсолютная отметка отбора образца керна (Набс_отб)
  3. плотность воды
  4. плотность нефти
  5. Межфазное натяжение в системе «воздух-ртуть», «воздух-вода» и «вода-нефть»
  6. Угол смачивания в системе «ртуть-воздух» равен 135 градусов (согласно литературным данным)
  7. Угол смачивания в системе «воздух-вода» равен 0 градусов
  8. Угол смачивания в системе «вода-нефть» равен 0 градусов для фильных пород
  9. По литературным данным угол смачивания в системе «вода-нефть» больше 110 градусов для фобных пород
  10. Зная разность (Набс_отб – Набс), плотность воды и нефти и межфазное натяжение в системе «вода-нефть» находим капиллярное давление (Рк) в пластовых условиях на данной глубине .
  11. Так как залежь находится в зоне предельного УВ-насыщения (а это именно мой случай), то капиллярному давлению (Рк), определенное в п.10, соответствует насыщение водой, равное Кво.
  12. По факту же величину Кво в пластовых условиях мы не знаем. Поэтому для его определения необходимо воспользоваться данными ККД, которые делаются в системе «ртуть-воздух». В случае фильного коллектора, для того, чтобы из системы «ртуть-воздух» перейти в систему «вода-нефть» нужно знать межфазное натяжение в системах «воздух-ртуть», «воздух-вода» и «вода-нефть». А для фобных коллекторов нужно еще знать и угол смачивания в системе «вода-нефть», потому как он отличен от нуля.

 

Поправьте, если в чем-то ошибся.

FullChaos 875 13
Апр 12 #8

Есть минералы, которые априори более фильные, а другие более фобные. Наверное в певую очередь вам необходимо понять ,что именно обеспечивает фобность. Потом рассчитать долю поверхности  приходящейся на них в породе и пересчитать в долю объема пор. Бред конечно, но попробовать можно.

VIT 1124 14
Апр 12 #9

Вообще-то угол смачивания нужно знать во всех пластовых системах нефть-вода. При отсутствии данных для гидрофильных коллекторов обычно используют что-то около 30 градусов угол смачиваемости.

И еще, капиллярное давление может быть отрицательным, а данные по ртути лучше не использовать для кап. кривых, лучше всего мембранные тесты, если их нет то центрифуга.

Гоша 1196 14
Апр 12 #10

tikiero пишет:

Давайте по порядку. Изначально имеем:

  1. Зеркало свободной воды (Набс),

.......

Поправьте, если в чем-то ошибся.

Отметку ЗСВ мы не знаем - прямым способом измерить нельзя

tikiero 516 10
Апр 12 #11

to VIT

Когда речь идет просто о трехфазной системе «вода-нефть-твердое тело», то угол смачиваемости, находящийся в диапазоне от 0 до 90 градусов говорит о том, что твердое тело фильное. То есть молекулы воды притягиваются к твердому телу сильнее чем друг к другу и сильнее чем молекулы нефти притягиваются к твердому телу. В случае гетерогенной системы, каковой является любая горная порода, могут присутствовать сразу две поверхности – фильная и фобная. При этом угол смачиваемости, равный, например, 30 градусам не означает, что порода фильная. Это лишь говорит о процентном соотношении фильной и фобной поверхности. По крайней мере, я так себе это представляю.

Мне вот только не ясно, как капиллярное давление может быть отрицательным? Допустим ниже ЗСВ капиллярное давление для нефти будет отрицательным – поэтому там, собственно, нефти и нет. В полностью фобных коллекторах капиллярное давление для воды тоже будет отрицательным – собственно именно по этой причине там не будет воды. Но как может быть капиллярное давление отрицательным при одновременном нахождении в пласте воды и нефти?

Поясните, пожалуйста, с чем связано Ваше мнение по поводу того, что данные по ртути лучше не использовать для капиллярных кривых? В чем преимущество данных центрифуги?

tikiero 516 10
Апр 12 #12

To Гоша

Позволю себе не согласиться. Если переходная зона не очень велика, есть достаточно большое количество скважин, в которых зарегистрирован каротаж сопротивлений и данные пластового испытателя, то определиться с уровнем свободной воды все-таки можно и достаточно точно.

Myp3uJIKA 234 14
Апр 12 #13

Сам не сталкивался пока с фобными коллеткорами, хотя чувствую скоро придется. Пишу рассуждения, которые возможно приведут к адекватным решениям.

1. Имея фильный коллектор выше ЗСВ вы имеете и положительное кап давление, и нефть в порах. Так что утверждение "в фобном коллекторе ниже ЗСВ, где кап давление отрицательное, нет воды" неверно.

2. Смысл то в чем? что в фильной породе вода поднимается выше ЗСВ. В фобной нефть опускается ниже ЗСВ. Имеем ввиду свободные флюиды, не защемленные. Отсюда следует логичный вывод что ККД должна идти с определенного момента ниже уровня Рс=0.

3.Что такое Кво в случае фильной породы? Это объем неэффективных пор, которые при повышении давления слабо (либо не) участвуют в фильтрации. В фобной породе вода не может быть кап связана, только те участки которые застряли в крупных порах т.н. pore-doublet модель. Эта вода никогда не будет вытеснена (из-за отсутствия разности давлений). К сожалению оценок этой воды для фобных я не встречал. НО предполагаю, что эта величина равна или сравнима с Кно для фильного коллектора (схема запирания такая же). То есть порядка 0.3.

tikiero 516 10
Апр 12 #14

To Myp3uJIKA

  1. Для фильного коллектора я имею нефть в порах выше ЗСВ за счет архимедовой силы, возникающей из-за разностей плотностей воды и нефти – здесь никаких противоречий нет. Фобного коллектора ниже ЗСВ не может быть в принципе. Это объясняется тем, что в процессе длительного формирования породы в ДвЭлСлое породы, находящейся ниже ЗСВ, присутствуют только молекулы воды.
  2.  
  3. Есть принципиальное различие между распространением фильной и фобной фазы в фильном и фобном коллекторе. Для фильного коллектора фильная фаза (вода) находится как в маленьких так и в больших порах, в то время как фобная фаза (нефть) присутствует только в крупных порах. Для фобного коллектора фобная фаза (нефть) присутствует только в крупных порах, а фильная фаза (вода) только в маленьких порах и, может быть, частично в крупных порах. То есть нельзя говорить, что в фобной породе нет капиллярно связанной воды. И сомневаюсь, что величина «застрявшей» воды в фобных коллекторах будет порядка 0,3. Наверняка здесь все гораздо сложнее!
tikiero 516 10
Апр 12 #15

Имея какой-никакой опыт, могу сказать, что поскольку возможны определенные вариации в режимах вытеснения у разных способов (стандартного центрифугирования, высокоскоростного центрифугирования, воздушно-водной и ртутной капилляриметрии) и в разных лабораториях, сравнивать их результаты - дело неблагодарное. Тем не менее сделать это необходимо, чтобы показать, насколько они взаимозаменяемы.

В свое время подобная работа была реализована на достаточно представительной выборке образцов для различных месторождений Западной Сибири, которая показала возможность оценивать остаточную водонасыщенность коллекторов по капиллярным кривым, отработанным в системе «ртуть-воздух». Несовпадение значений в подавляющем числе случаев составляет 1-3%.

tikiero 516 10
Апр 12 #16

Что касается ртутной капилляриметрии, то давление вдавливания ртути, которое приравнивается вытесняющему, измеряется с очень высокой точностью. Ошибка возникает при пересчете из системы «ртуть-воздух» в систему «вода-воздух» прежде всего из-за неоднозначности угла смачиваемости, зависящего от чистоты ртути и и подготовки образца. Например в работе (Грег и др., 1984) даны пределы угла смачивания для ртути, равные 130-150 градусов. Это означает, что капиллярное давление может изменяться в зависимости от свойств ртути в 1,34 раза.

tikiero 516 10
Апр 12 #17

Большое количество оборотов и режим времени вращения позволяет с помощью ультрацентрифуги получить неснижаемую водонасыщенность для всех коллекторов с большой и малой проницаемостью. Однако стабилизация неснижаемой водонасыщенности наступает при разных давлениях. Образец может быть раскручен до таких оборотов, что созданное в лаборатории давление никогда не сможет быть достигнуто в пласте. То есть, неснижаемая водонасыщенность не всегда равна остаточной водонасыщенности. Как правило, неснижаемая водонасыщенность равна Кво только для образцов с проницаемостью более 500 мД. Для всех остальных образцов нужен пересчет в пластовые условия. А для этого необходимо знать следующие параметры (как уже указывалось выше):

  1. Зеркало свободной воды (Набс),
  2. Абсолютная отметка отбора образца керна (Набс_отб)
  3. плотность воды
  4. плотность нефти
  5. Межфазное натяжение в системе «воздух-вода» и «вода-нефть»
  6. Угол смачивания в системе «воздух-вода»
  7. Угол смачивания в системе «вода-нефть»

То есть, в любом случае, независимо от способа определения Кво, для фобного коллектора необходимо знать пресловутый угол смачивания в системе «вода-нефть»!

tikiero 516 10
Апр 12 #18

А вот как этот угол найти?

VIT 1124 14
Апр 12 #19

1. По поводу отрицательного давления и гидрофобности ниже ЗСВ, тут есть два варианта порода может изначально быть гидрофобная (какие ни будь карбонаты или мел) и при миграции может быть насыщена ниже ЗСВ, второй случай когда после образования залежи произошло структурное изменение и часть залежи опустилась ниже ЗСВ.

2. Угол смачиваемости мерят в лабораториях (другой вопрос насколько это применимо для макро условий)

3. По поводу разных методов капиллярных кривых, припоминаю что уже была тема на этом форуме какое то время назад. Всех минусов ртути я не помню, но один это то что воздух сжимаемый и ртуть его вместо вытеснения сжимает тем самым искажая результаты. Единственное преимущество центрифуги это быстрота :-), а так только недостатки.  Обычно ртуть используют для распределения пор, центрифугу для электрического сопротивления и остаточной воды, а если нужно получить точную кап. кривую (не только концевую точку) то мембрану.

Kovenant 22 13
Май 12 #20

Можно поподробнее про методику?

И как ей пользоваться, если пласт не имеет ВНК (полностью нефтенасыщен), еще и Кпр ~ 0.5 мД ?

volvlad 2234 14
Май 12 #21

Kovenant пишет:

Можно поподробнее про методику?

И как ей пользоваться, если пласт не имеет ВНК (полностью нефтенасыщен), еще и Кпр ~ 0.5 мД ?

В этом случае по зависимости проще всего водонасыщение выстраивать, либо для расчета брать FWL значительно глубже глуюины залегания пласта, что в принципе будет то же самое, что напрямую по зависимости.

petra 107 11
Май 12 #22

VIT пишет:

1. По поводу отрицательного давления и гидрофобности ниже ЗСВ, тут есть два варианта порода может изначально быть гидрофобная (какие ни будь карбонаты или мел) и при миграции может быть насыщена ниже ЗСВ, второй случай когда после образования залежи произошло структурное изменение и часть залежи опустилась ниже ЗСВ.

Что вы подразумеваете  под "часть залежи опустилась ниже ЗСВ"? Каким образом????????

VIT 1124 14
Май 12 #23

petra пишет:

Что вы подразумеваете  под "часть залежи опустилась ниже ЗСВ"? Каким образом????????

Так случается что за миллионы лет после миграции УВ в ловушку происходят структурные изменения залежи.

 

tikiero 516 10
Май 12 #24

На майских праздниках провел очные консультации с компетентными специалистами из области петрофизики.

По итогам проведенных консультаций можно сказать следующее. 1. Для фобных коллекторов при расчете Кво по данным ККД необходимо учитывать угол смачивания. 2. Как и упоминалось выше угол смачивания будет определяться суперпозицией двух сил и будет всегда меньше 90 градусов. 3. Для фобных гетерогенных пород экспериментально угол смачивания не определяется. 4. Достоверность расчета Кво по данным ККД будет определяться адекватностью физико-математической модели, положенной в основу расчета угла смачивания. 5. Не вдаваясь в особенности принятой мной физико-математической модели, могу привести разработанную формулу расчета угла смачивания: θ=(90-θw)^(Vo)+θw,

где θw – угол смачивания 100%-но фильной породы, Vo – удельная объемная доля пор, у которых стенки 100%-но фобные. Vo рассчитывается исходя из того, что поры с радиусом более 0,45 мкм являются полностью фобными., а менее 0,45 мкм – полностью фильными. Величина критического радиуса (0,45 мкм) может варьироваться для разных месторождений.

Если кому-то интересны детали, то после опубликования результатов смогу поделиться выводом формулы и всем остальным.

Гоша 1196 14
Май 12 #25

Занятно, конечно детали интересны - почему к радиусу пор привязка. Я думал, что (как и указал FullChaos) фобность будет определяться минералогическим составом.

tikiero 516 10
Май 12 #26

To Гоша

Теоретически должна существовать связь между минеральным составом и фобностью пород. Очевидно, что глинистые породы должны быть фильны, карбонатные фобны, а кварцевые – нейтральны или частично фильны. Соответственно в зависимости от минерального состава будет изменяться и смачиваемость. Однако проведенные лабораторные исследования керна не выявили взаимосвязь между минеральным составом и коэффициентом смачиваемости, определенным по методу Амота-Тульбовича.

С другой стороны радиус пор – это фактически и есть информация о литологии. Поры меньше определенного радиуса соответствуют глинистой фракции и соответственно являются фильными. Все остальные поры – фобны. Конечно, в природе все не так просто, как я описал. Но на данный момент я не вижу других способов как это формализовать.

Lyric 303 14
Сен 13 #27

Анатолий, можно ознакомиться с твоей статьей? Как в итоге вы отстроили насыщенность в таком коллекторе в геологической модели.  

Еще интересует, на сколько обосновано брать кривые капиллярного давления определенные в системе вода- воздух для случая фобного коллектора, ведь при таком эксперименте мы снижаем насыщенность фобной фазы, соответственно для расчет начального насыщения эти данные не совсем подходят. Или это не имеет значения?

tikiero 516 10
Сен 13 #28

Как говоится, быстро сказка сказывается, да не скоро дело делается.

В итоге пришли к тому, что для корректного опредеелния Кво по данным ЯМК нужно брать переменную отсечку Т2cutoff.
Если совсем коротко, то функциональную зависимость для расчета Т2cutoff получилось обосновать только с использованием данных стационарных замеров ЯМК (по зоне ограниченной диффузии). При этом ЯМР-исследования на керне использовались как подтверждающие.

С Кво по ККД дело обстоит следующим образом. Ввиду наличия различных неопределенностей Кво по ККД может варьироваться в некоторых пределах. Мы эти пределы оценили. Сравнили с Кво (посчитанное по переменной Т2cutoff), где есть ЯМК. И остановились на некоторой функциональной зависимости для расчета угла смачиваемости, применение которой позволяет получать наиболее сопоставимые с ЯМК результаты.

tikiero 516 10
Сен 13 #29

Lyric пишет:
Анатолий, можно ознакомиться с твоей статьей? 

Статья должна быть в ноябре

tikiero 516 10
Сен 13 #30

Lyric пишет:
Еще интересует, на сколько обосновано брать кривые капиллярного давления определенные в системе вода- воздух для случая фобного коллектора, ведь при таком эксперименте мы снижаем насыщенность фобной фазы, соответственно для расчет начального насыщения эти данные не совсем подходят. Или это не имеет значения?

Вообще говоря, чисто с физической точки зрения, вообще необосновано!
Но на данный момент другой альтернативы, насколько мне известно, нет. Поэтому надо как-то учиться работать с тем, что имеем.

Lyric 303 14
Сен 13 #31

Интересно, как с ними работать.
Меня волнует правда другая сторона вопроса-задание начального насыщения.
По идее в модели мы должны смоделировать условия кпиллярно-гравитационного равновесия в которое пришла залежь после миграции нефти и отдавливания части воды.
Для гидрофильных коллекторов мы исползуем капиллярки в системе вода-воздух, ртуть-вода. Где смачивающая фаза у нас совпадает со смачивающей фазой пласта.
А вот когда мы имеем дело с гидрофобным коллектором получается что мы считаем капиллярки не для смачивающей фазы, и получаем кривую пропитки а не дреннажа.
.
Интересно как люди выходят из данной ситуации.

 

nizhlogger 327 11
Сен 13 #32

tikiero пишет:

В итоге пришли к тому, что для корректного опредеелния Кво по данным ЯМК нужно брать переменную отсечку Т2cutoff.
Если совсем коротко, то функциональную зависимость для расчета Т2cutoff получилось обосновать только с использованием данных стационарных замеров ЯМК (по зоне ограниченной диффузии). 

Пожалуйста поясните как ограниченная диффузия связана с отсечкой Т2.
 

tikiero 516 10
Сен 13 #33

nizhlogger пишет:
tikiero пишет:

В итоге пришли к тому, что для корректного опредеелния Кво по данным ЯМК нужно брать переменную отсечку Т2cutoff.
Если совсем коротко, то функциональную зависимость для расчета Т2cutoff получилось обосновать только с использованием данных стационарных замеров ЯМК (по зоне ограниченной диффузии). 

Пожалуйста поясните как ограниченная диффузия связана с отсечкой Т2.
 

Появление на картах D-T2 и D-T1 «растянутого» сигнала по оси диффузии является с одной стороны результатом некорректного решения задачи (в случае когда диффузионный путь больше размеров поры), так как не позволяет однозначно решить задачу относительно распределения значений диффузии. С другой стороны, именно благодаря этому эффекту становится возможным выделить сигнал от флюида (воды) мелких пор, и количественно его оценить.

tikiero 516 10
Сен 13 #34

Lyric пишет:

А вот когда мы имеем дело с гидрофобным коллектором получается что мы считаем капиллярки не для смачивающей фазы, и получаем кривую пропитки а не дреннажа.
 

Я думаю, что лучше провести исследования по определению смачиваемости комбинированным методом Амота-USBM, во время которого происходит регистрация ККД при пропитке и дренаже. Кстати, с недавних пор такие исследования теперь можно делать и в ТННЦ.

Lyric 303 14
Сен 13 #35

К сожалению к ТННЦ уже нет доступа. Но за совет спасибо.

vktr 144 8
Окт 13 #36

tikiero пишет:

To Гоша
Теоретически должна существовать связь между минеральным составом и фобностью пород. Очевидно, что глинистые породы должны быть фильны, карбонатные фобны, а кварцевые – нейтральны или частично фильны. Соответственно в зависимости от минерального состава будет изменяться и смачиваемость. Однако проведенные лабораторные исследования керна не выявили взаимосвязь между минеральным составом и коэффициентом смачиваемости, определенным по методу Амота-Тульбовича.
С другой стороны радиус пор – это фактически и есть информация о литологии. Поры меньше определенного радиуса соответствуют глинистой фракции и соответственно являются фильными. Все остальные поры – фобны. Конечно, в природе все не так просто, как я описал. Но на данный момент я не вижу других способов как это формализовать.

Теоретически все породы изначально гидрофобны. И связь с минералогическим составм начинает проявлятся с изменением температурных режимов и рН фактора пластовой воды. Однако радиус пор будет оказывать влияние, т.к. в глинистых породах мы будем иметь меньшее количество несмачивающего флюида и соотвественно вероятность фобизации меньше.  

nizhlogger 327 11
Окт 13 #37

vktr пишет:

Теоретически все породы изначально гидрофобны.

Гидрофильными являются вещества с полярными хим. связями: галогениды, оксиды и их гидраты, карбонаты, сульфаты, фосфаты, силикаты и алюмосиликаты (глины, стекла), а также клеточные мембраны. Чистые поверхности металлов, углерода, полупроводников, вещества, состоящие из слабо полярных молекул, листья растений, кожа животных, хитиновый покров насекомых гидрофобны. Все полярные группы, входящие в состав молекул ПАВ - поверхностно-активных веществ - COOH, -NH2,-SO3Na и др., гидрофильны; связанные с ними углеводородные радикалы - гидрофобны.

Go to top