Способ определения смачиваемости пород коллекторов

(51) 5 БРЕТЕНИ О ь рассчитывают,способа является близких к поверхостоверность опреости пористых материалоНаибонием являваемостиотбор обрэкстрагиррение проние их и лее близким тех ется способ апре пород-колле кто ро азцов из исслед ование их и высу ницаемости обр ластовой водо ническим решеделения смачив, включающий уемых пластов, шивание, измеазцов, насыщей, измерение ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОВЕДОМСТВО СССР(72) Н.Ю.Нестеренко и Ю.С.Губанов (56) Авторское свидетельство СССР (ч. 602827, кл. 6 01 й 13/02, 1978.Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. - М,: Гостоптехиздат, 1961, с.109,(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СМАЧИВАЕМОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕ КТОРОВ(57) Использование: изобретение относится к горному делу и может быть использовано при определении подсчетных параметров пород-коллекторов, оценке запасов нефти и газа, проектировании рациональных систем разработки нефтяных месторождений заводнением. Сущность; экспериментальным путем определяют проницаемость, открытую пористость, параметр пористости, паИзобретение относится к горному делу и может быть использовано при интерпретации данных геофизических исследований скважин, подсчете запасов нефти и газа, проектировании рациональных систем разработки нефтяных месторождений,Известен способ определения смачиваемости пористых материалов, заключающийся в том, что образец породы предварительно насыщают исследуемой жидкостью,а затем выдерживают в жидкос 1 и, полярно противоположной исследуемой, до установления неизменной конфигурации образующихся на поверхности образца капель, по геометри.,Ж 1777048 А 1 2раметр насыщения, межфазное натяжение на границе нефть-вода, проводят двойную капилляриметрию путем вытеснения воды нефтью и нефти водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений. Определяют толщину пленок воды и нефти, удерживаемых паровой поверхностью каждого образца, по данным последних производят разделение образцов на гидрофильные и гидрофобизованные, а значения краевого угла смачивания устанавливают по соответствующим формулам. Устанавливают корреляционную связь между краевым углом смэчивания и параметром влажности, строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности, По данным ГИС вычисляют параметр влажности пласта, а по фиксированному значению последнего из эталонного графика определяют смачиваемость пород, 1 э.п.флы. 3 ил. ческим размерам кото краевой угол смачиваниНедостатком этого проведение измерений ностным, что снижает д делений смачиваемв.К м 6 1 1 К в. Го абс М 6 Ма = (Го,абс Го.вХн = (Го.в - Го,нМ 6 М 6 6) 2 50 роизводят разделеильные и гидрофотдля гидрофильных о угла смачивания параметра пористости, проведение квпилляриметрии путем ступенчатого вытеснения воды иэ каждоо образца флюидом, построение кривых зависимости капилляр- ного давления от водонасыщенности, определение остаточной водонасыщенности и среднего капиллярного давления для каждого образца, измерение межфазного натяжения на границе нефть-вода и расчет краевого угла смачивания,Основными недостатками прототипа являются следующие: отсутствие возможности определения краевого угла смачивания гидрофобизованных пород, он ограничивается только рамками лабораторных определений, то есть не делается переход от лабораторных определений на промысловую геофизику, метод имеет невысокую информативность.Целью предложенного способа является повышение достоверности определений интегральной смачиваемости пород пластовыми флюидами.Поставленная цель достигается тем, что в известном способе, заключающемся в отборе образцов из исследуемых пластов, экстрагировании их, высушивании, измеряют проницаемость образцов, насыщают их пластовой водой, измеряют параметр пористости. Затем проводят капилляриметрию путем ступенчатого вытеснения воды из каждого образца нефтью, строят кривые зависимости капиллярного давления от водо- насыщенности. После этого определяют остаточную водонасыщенность и среднее капиллярное давление для каждого образца, измеряют межфазное натяжение на границе нефть-вода и рассчитывают краевой угол смачивания,Способ отличается от известного наличием новых операций: дополнительно измеряют объем каждого образца и обьем воды, вошедший в образец при насыщении, по отношению обьемов воды и образца определяют открытую пористость каждого образца, подбирают выборку образцов, отобранных из различных частей залежи, с широким диапазоном изменения их проницаемости и пористости, насыщают образцы пластовой нефтью, выдерживают их под насыщением до стабилизации адсорбционных процессов путем контроля за процессом насыщения по стабилизации злектросопротивления каждого образца, вытесняют нефть из них пластовой водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений, и при каждом дискретном значении давления измеряют обьемы вытесненной нефти, строят кривые зависимости каниллярного давления от нефтенасыщенности, по которым определяют остаточную нефтенасыщенность образцов, по полученным значениям остаточной водо- и нефтенасыщенности вычисляют медианную водо- и нефтенасыщен ность из соотношения: К =(1 - Ко в)2 где Кв, Кн - медианная водо- и нефтенасыщен ность;15 Ко.в., Кр.н. - остаточная водо- и нефтенасыщен ностьпо эксперимвнтально полученным ранее параметрам: параметру пористости, открытой пористости, проницаемости, остаточной во до- и нефтенасыщенности, медианно водои нефтенасыщенности определяют абсолютный гидравлический радиус пор и гидравлические радиусы пор с учетом остаточной водонасыщенности и нефтена сыщенности при медианном насыщениидля каждого образца по формулам; 30 Г = 2 Ам 67 РпКп оКпр(кв - Ко в) М 6оп Кп.о Кп р Кн где го.абс - абсолютный гидравлическийМ 635 радиус пор обмоаэца;го,в, го - гидравлические радиусыМ 6пор образца с учетом остаточной водонасыщенности и медианной нефтенасыщенности:40 у - фактор формы поровых каналов;Рп - параметр пористости:Кп,о, - открытая пористость;Кпр - проницаемость;определяют толщину пленок воды и нефти, 45 удерживаемых поровой поверхностью каждого образца при медианном насыщении изсоотношений по данным последних и ние образцов на гидроф бизованные, определяю пород значение краево по формуле: Р 6РпКп.оКпр1777048 0О,90,10 ф гон /го.вмы мо 90Й180 О,дром (на фиг,1 не показан) через подводящий канал 12. где Рк - среднее значение капиллярногомддавления при медианной водонасыщенности;днв- межфазное натяжение на границе нефть-вода;ъ- фактор формы поровых каналов; Рп - параметр пористости;Кп,о - открытая пористость;Кп- проницаемость;Кв , Ко,е - медианная и остаточная водонасыщен ность;для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофоб- ности, равный отНошению гидравлических радиусов пор с учетом нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности где 3 - коэффициент гидрофобности;го.н, го,в - гидравлические радиусыМпор образца с учетом медианнай нефтенасыщенности.и остаточной водонасыщенности;определяют значение краевого угла смачиаания для гидрофобизовэнных пород по формуле: Он = 180 - агссоз( асов ; на ранее подобранной выборке образцов, насыщенных пластовой водой, замеряют электросопротивление каждого образца при 1000 -ной и остаточной водонасыщенности, по отношению которых устанавливают параметр насыщения; определяют параметр влажности, равный произведению параметра пористости на параметр насыщения каждого образца; устанавливают корреляционную связь между ранее определенным краевым углом смачивания и параметром влажности: строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности для конкретного месторождения: по данным геофизических исследований скважин определяют параметр пористости и параметр насыщения исследуемого пласта, на основании которых вычисляют параметр влажности пласта, а по фиксированному значению последнего по эталонному граФику зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности определяют смачиваемость пород.На фиг.1 представлена схема устройства для осуь;ествления предлагаемого спосо 15 20 25 30 35 40 45 50 55 ба; на фиг,2 - зависимости капиллярного даэления от водо- и нефтенасыщенности; на фиг.3 - зависимость краевого угла смачиваемости от влажности. Устройство содержит корпус 1 и камеру2 гидравлического обжатия образца 3 породы, фланцы 4 и 5, эластичную манжету 6 под образец 3 породы и полупроницэемую мембрану 7, поршни 8 и 9 с подводящим и отводящим каналами 10 и 11. Поршни 8 и 9 электрически изолированы от корпуса 1, Корпус 1 имеет подводящий канал 12 для подачи масла в камеру 2 от гидроцилиндра (на фиг.1 не показан).Корпус 1 заключен в кожух 13, имеющий пазы 14, в которые вмонтирован электронагревательный элемент, Отводящий канал 11 гидравлически связан трубопроводом 15 с микробюреткой 16, К поршням 8 и 9 подсоединен прибор измерения удельного электрического сопротивления 17 образца 3 породы. Измерительными электродами служат торцы поршней 8 и 9, прижатые к образцу 3 породы и полупроницаемой мембране 7 и изолированные от корпуса 1 и других элементов устройства. Система подачи флюидов(на фиг,1 не показана) подсоединена к подводящему каналу 10 и содержит поршневые разделители с нефтью и водой. манифольды, манометры.Полупроницаемая мембрана 7 изготавливается из спрессованного никелевого порошка путем спекэния его в среде диссоцированного аммиака Способ осуществляется следующим образом.На месторождении по пробуренным скважинам отбирают образцы пород из исследуемых пластов, экстрагируют их путем холодной экстракции в гексане с целью максимального сохранения их первоначальных смачивающих свойств, затем образцы высушивают до постоянства их веса.Каждый образец 3 помещают поочередно в эластичную манжету 6 устройства и путем подачи давления обжима от гидроцилиндра (на фиг,1 не показан) на эластичную манжету 6 и поршни 8 создают эффективное давление на образец 3 породы и моделируют температуру, равную пластовой, с помощью электронагревательного элемента, вмонтированного в кожух 13, После создания на образце породы 3 плэстовых условий по давлению и температуре замеряют его проницаемость Кпр путем подачи газообразного агента к подводящему каналу 10, После определений проницаемости образца стравливают давление обжима гидроцилин 1777048(2),Рп = рвп/рв Затем образцы взвешивают и насыщают пластовой водой. Повторно взвешивают, . измеряют их геометрические размеры - диаметр и длину, по которым вычисляют площадь Б и объем Чо. По разности весов водонасыщенного и сухого образцов, деленной нэ удельный вес пластовой воды, определяют объем воды Чв, вошедший в образец при насыщении, а по отношению объемов воды Чв и образца Чо вычисляют его открытую пористость Кп.о.: Далее водонасыщенный образец 3 повторно помещают в эластичную манжету 6 и создают на нем условия, близкие к пластовым по давлению и температуре (аналогично, как при замере проницаемости), Когда электросопротивление образца 3 стабилизируется, что указывает на завершенность деформационных процессов, берут его отсчет В с помощью приборов измерения удельного электрического сопротивления 17 и, зная площадь поперечного сечения образца 5, его длину, вычисляют удельное электрическое сопротивление полностью водонасыщен ного образца рвп = Я Яl, а его параметр пористости Рп определяют как отношение рвп к удельному электрическому сопротивлению воды рв, насыщенной поры образца Заметим, что в случае использования воды для определения пористости, последняя будет характеризовать влагоемкость порового пространства образца породы. Для практических целей фиксирование количества воды по удельному электрическому сопротивлению водонасыщенного образца основывается на насыщении образца водой.После этого на исследуемом образце 3, предварительно поместив на торцевую поверхность поршня 9 полупроницаемую мембрану 7, проводят капилляриметрию путем ступенчатого вытеснения воды из образца 3 нефтью, подаваемой через подводящий канал 10 поршня 8. При этом вода из пор образца вытесняется через полупроницаемую Мембрану 7,в отводящий канал 11 поршня 9 и поступает по трубопроводу 15 в микробюретку 16, Следует отметить, что вся система, включающая отводящий канал 11, трубопровод 15 и некоторую часть микробюретки (до нулевой отметки) предварительно (до начала .исследований) 35 40 45 50 55 заполняется пластовой водой и вакуумируется. В микробюретке 16 регистрируют объем вытесненной воды из пор. образца 3, По полученным текущим значениям капиллярных давлений Р и водонасыщенности Кв строят зависимость капиллярного давления от водонасыщенности Р = 1(Кв). Неснижающуюся величину водонасыщенности, снятую из этой кривой, принимают эа остаточную водонасыщенность Кр.в Вычимсляют медианную водонасыщенность Кв для каждого образца 3 из соотношений: По графику зависимости Р" т(Кв) по полученному значению медианной водонасыщенности К, определяют среднее капиллярное давление Рв в точкемпересечения линии медианной водонэсыщенности с кривой Р = ЦКв), что соответствует медианному радиусу пор.Затем на образце 3 измеряют его удельное электрическое сопротивление реп при остаточной водонасыщенности Ко.в, и по отношению удельных электрических сопротивлений образца при остаточной водонасыщенности и 100 о-ной водонасыщенности определяют его параметр насыщения Р: Далее вычисляют для каждого образца параметр влажности Рч, как произведение параметра пористости Рп на параметр насыщения Рн (Ъ = Рп Рн). Межфазное натяжение на границе неФть-вода измеряют методом вращающейся капли или другим известным способом.Определив экспериментальным путем вышеперечисленные параметры, подбирают выборку образцов, отобранных иэ различных частей залежи, с широким диапазоном изменения их пористости и проницаемости.Затем образцы под вакуумом в эксикаторе насыщают пластовой нефтью и выдерживают их под насыщением до стабилизации адсорбционных процессов. Контроль эа процессом завершения насыщения осуществляют по замерам электросопротивления каждого образца, поочередно помещая их в устройство(фиг,1), Как только произойдет стабилизация электросопротивления образца, считается, что процесс насыщения его нефтью завершился, После этого нефтенасыщенный образец с остаточной водой взвешивают, весовым способом определяют объем во(8),Тн = (Гов - Го.н ) 2Мд Мкй Рк0 в =Д - Гонв(4) кРйкп окпр шедший в него нефти при насыщении, помещают в эластичную манжету 6 и создают на нем условия, близкие к пластовым по давлению и температуре. После этого, предварительно поместив на торцевую поверхность поршня 9 полупроницаемую мембрану 7, вытесняют нефть из образца 3 пластовой водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений Р, При каждом дискретном значении Р измеряют объемы вытесняющей нефти в микробюретке 16. Строят зависимость капиллярного давления Р от нефтенасыщенности Кн для каждого образца Р = с(Кн). Неснижающуюся величину нефтенасцщенности, снятую из этой кривой, принимают за остаточную нефтенасцщенность Ко.н Вычисляют медианную нефтенасыщенность (аналогично, медианной водонасыщенности) Кн для каждого обмйрэзца 3 из соотношения: По полученным ранее экспериментальным путем параметрам; проницаемости Кпр, открытой пористости Ко,п параметру пористости Рл, остаточной водо- и нефтенасыщенности Ко,в Ко.н., медиэнной водо- и нефтенасыщенности Кв, Кн определяютмд мддля каждого образца гидравлические радиусы пор следующим образом.Известно, что уравнение Лапласа, выражающее связь между капиллярным давлением Р, межфазным натяжением днв, гидравлическим радиусом пор го и краевым углом смачивания Ов, имеет вид; В свою очередь, сидравлический радиуспор равен; Введем понятие эффективности извилистости Ъф:(6) ъф= Ро Кп,о(Кв - Ко.в)Произведение Ро Кп.о. в формуле (5)2есть не что иное, как извилистость ср, тогда,подставляя в выражение (5) Кв - Ко.в., получим формулу для определения гидравлического(аффективного) радиуса пор образца сучетом остаточной водонасыщенности прима,медианной водонасыщенности Кв гав "- якпок.,Скм"-к, ) С 7) Тогда для получения абсолютного гидравлического радиуса пор выражение (7) следует записать как м5 Го.абс = Чур 2 К К КМб Физический смысл введения в расчетное выражение (7) величины остаточной водонасыщенности.Ко.в. состоит в том, что 10 остаточная вода заполняет поперечные поотношению к направлению фильтрации паровые каналы, не участвующие в фильтрации жидкости, и является как бы частью непроводящего (нефильтруемого) скелета 15 образца 3 породы,Выражение для гидравлического радиуса пор с учетом нефтенасыщенности гонбпри медианном насыщении Кн, аналогично формуле (8) принимает вид;20= уР 2.К.,.К.,КР (9) После определения гидравлических радиусов пор для каждого образца по зависи мостям (7), (8) и (9) определяют толщиныпленок воды гв и нефти тн, удерживаемых поровой поверхностью каждого образца при медианном насыщении из соотношений Гв = (ГоабсГов ) 2, . (10) Коэффициент 2 в уравнениях (10) и (11) 35 вводится потому, что соотношение междугидравлическим го и геометрическим г радиусами пор имеет вид г= 2 го, а для определения толщины пленок воды и нефти необходим перевод радиусов в геометриче ские размеры.Поданным определений толщин пленокводы тв и нефти гн производят разделение исследуемых образцов на гидрофильные и гидрофобизованные следующим образом: 45 если гвтн - порода гидрофильна; если гнгв - порода гидрофобизоеэка; если тв и гн - порода имеет нейтральную смачиваемость (одинаково смачивается 50 и водой и нефтью).Правомочность этой классификации пород на гидрофильные и гидрофобизованные базируется нэ теории смачивэния, При этом следует отметить, что чем толще удерживае мая пленка первой жидкости по отношениюко второй, тем порода преимущественно смэчивается первой жидкостью и наоборот,Затем на основе данной классификацииопределяют зйачение краевого угла смачи1777048 12 пения для гидрафильных пород Ов по фор- муле РМд где Ркв - среднее значение капиллярногоМддавления при медианной водонасыщенности;див - межфазное натяжение на границе нефть-вода;у. - фактор формы поровых каналов, равный в среднем 2,5,Рп - параметр пористости;Кп.о - открытая пористость;Кпм 0- проницаемость;Кв , Ко.в. - медианная и остаточная воддонась 1 щен ность.Для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофобности. Он равен отношению гидравлических радиусов пор с учетом медианной нефтенасыщенности г 0 Н и остаточной водонасыщенности г 0 в(13),Значение краевого угла смачивания длягидрофобизованных пород Он определяютпо формуле:(14),Затем по ранее исследованной выборке образцов устанавливают с помощью методов математической статистики корреляционную связь между ранее определенными краевым углом смачивания Ов, Ои параметром влажности Р (Ра = Рп Рн),Строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания Ов,в. от параметра влажности Ра, Ов,в. = 1(Р) для конкретного месторождения.Далее по данным геофизических исследований скважин согласно стандартной методике определяют параметр пористости Рп и параметр насыщения Рн исследуемого пласта, на основании которых вычисляют параметр влажности пласта Р. По фиксированному значению последнего по эталонному графику зависимости краевого угла смачивания от параметра влажности Оа.н = 1(Ра) определяютсмачиваемость пород, не прибегая к вышеизложенным трудоемким лабораторйым исследованиям образцов. О %900 (12) Ов = 180 - агссоз(ф сов Ов); 10 15 20 25 30 В качестве примера на фиг.2, 3 представлены результаты этих исследований на образцах пород-коллекторов среднекембрийского возраста Генчяйского нефтяного месторождения Литва),На фиг.2 показаны две совмещенных зависимости капиллярного давления Рк от водонасыщенности Кв, Кк = ККв) и нефтенасыщенности Кн, Рк = 1(Кн) для одного образца. По оси абсцисс отложены значения водонасыщенности Кв и нефтенасыщенности К, Причем величина водонасыщенности Кв по оси асцисс возрастает от 0 до 100%, а величина нефтенасыщенности Кн уменьшается от 100% до О.Кривые описывают зависимость капиллярного давления от водонасыщенности (кривая "а") и нефтенасыщенности кривая "б").При значении водонасыщенности Кв, равном 0,136, капиллярное давление Рк стремится к бесконечности. Это значение водонасыщенности поинимают за остаточную водонасыщенность образца породы.Аналогично для нефтенасыщенного образца с остаточной водой получают величину остаточной нефтенасыщенности Ко.н = 0,450. Пересечение ликии медиан- ной водонасыщенности К,с кривой "а" дает значение Ркв = 0,0015 МПа, которое используется при определении краевого угла смачивания гидрофильных пород.На фиг.3 показан эталонный график зависимости краевого угла смачивания Ов,н, ст параметра влажности Р, который позволяет оценить смачиваемость пород пластовыми флюидами для Генчяйского нефтяного месторождения.Критерием деления пород-коллекторов на гидрофильные и гидрофобизованные служит точка М, соответствующая резкому. перегибу графика зависимости Вв,в. = 1(Ри), Теоретически эта точка соответствует краевому углу смачивания, равному 90 (нейтрал ьная смачиваемость).Проведем через точку М параллельно оси ординат линию нейтральной смачиваемости, пересечение которой с.осью абсцисс дает значение параметра влажности Р, равного 600 и соответству ощего одинаковой смачиваемости пород водой и нефтью. Если.по данным геофизических исследований скважин получен параметр влажностиР600, то породы гидрофильные, если Р600, то породы гидрофобизованные. По текущим значениям Р пласта нетрудно из эталонного графика найти значение краевого угла Ов,н.Исследование пород-коллекторов на смачиваемость их поровой поверхности нефтью и водой является необходимым и неотъемлемым этапом работ для достоверного обоснования подсчетных параметров, определения запасов нефти и газа, проектирования рациональных систем разработки нефтяных месторождений заводнением,Несмотря на значительную трудоемкость лабораторных исследований, способ предусматривает комплексность излучения петро- физических свойств пород, в связи с чем он обладает существенной информативностью, что необходимо для решения вышеперечисленных задач. Поэтому технико-экономическая эффективность предложенного способа, позволяющего повысить информативность, обьективность и достоверность определений интегральной смачиваемости пород пластовыми флюидами, способствует повышению эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ. и, как следствие, способствует рациональному распределению материальных и трудовых ресурсов в процессе разработки месторождений.Формула изобретения1. Способ определения смачиваемости пород-коллекторов, включающий отбор образцов иэ исследуемых пластов, экстрагирование их и высушивэние, измерение проницаемости образцов, насыщение их пластовой водой, измерение параметров пористости, проведение капилляриметрии путем ступенчатого вытеснения воды из каждого образца нефтью, построение кривых зависимости капиллярного давления от водонасыщенности, определение остаточной водонасыщенности и среднего капиллярного давления для каждого образца, измерение межфазного натяжения на границе нефть-вода и расчет краевого угла смачивания, отличающийся тем,что,с целью повышения достоверности определений интегральной смачиваемости пород пластовыми флюидами дополнительно измеряют объем каждого образца и объем воды, вошедшей в образец при насыщении, по отношению объемов воды и образца определяют открытую пористость каждого образца, подбирают выборку образцов, отобранных из различных частей залежи, с широким диапазоном изменения их прони цаемости и пористости, насыщают образцы пластовой нефтью, выдерживают их под насыщением до стабилизации адсорбционных процессов путем контроля эа процессом на сыщения по стабилизации электросопротивления каждого образца, вытесняют нефть из них пластовой водой, задаваясь рядом дискретных значений давлений, и при каждом дискретном значении давления 10 измеряют объемы вытесненной нефти, строят кривые зависимости капиллярного давления от нефтенасыщенности, по которым определяют остаточную нефтенасыщенность образцов, по полученным значениям 15 остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности вычисляют медианную водо- и нефтенасыщенность из соотношений Кмд 1 1 Ков,в2 К м 6 (1 .К ) 1 Ко.в. Ко н,2 40 го абсМО о.в. мд45Го и = лРК К КГДЕ Го.абс - абСОЛЮтНЫймдиус пор образа;го,в, го.н - гидравлическиепор образца с учетом остаточной в50 щенности и медианной нефтенассти;у- фактор формы поровых канРп - параметр пористости;Кп,о - открытая пористость;Кпр проницаемость,затем определяют толщину инефти, удерживаемых поровстью каждого образца при медщении из соотношений нгидравлический расы ас о алов; ленок воды иой поверхно ианном насы 25 где Кв , Кн- медианнэя водо- и нефтенасыщенность;Ко.в, Ко.н - остаточная водо- и нефтенасыщенность;по экспериментально полученным ранее па раметрам: параметру пористости, открытойпористости, проницаемости, остаточной водо- и нефтенэсыщенности, медианной водо- и нефтенасыщенности определяют абсолютный гидравлический радиус пор и гид равлические радиусы пор с учетомостаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности при медианном насыщении для каждого образца по формуламРю 16 Гв = го.абс - Го.в )2;мв м Тн =(Го.в - Го.н ) 2:МО Мдпо данным последних производят разделение образцов на гидрофильные и гидрофобизованные, определяют для гидрофильных пород значение краевого угла смачивания по формуле где Ркв - среднее значение капиллярногомдавления при медианной водонасцщенности;днв - межфазнае натяжение на границенеФть-вода,у- фактор формы поровых каналов;Рп - параметр пористости;Кпд - открытая пористость;Кв, Ко,в - медианная и остаточная водонасыщен ность,для гидрофобизованных пород дополнительно определяют коэффициент гидрофобности, равный отношению гидравлическихрадиусов пор с учетом нефтенасыщенностии остаточной водонасыщенности где Р - коэффициент гидрофобности;го.н, го.в - гидравлические радиусымд мпор образца с учетом медианной нефтенасыщенности и остаточной водонаеыщенности,определяют значение краевого угла смачивания для гидрофобиэованных пород поформуле 5 Й=180 о-агссозф соз Ов),проводят геофизические исследования во10 всех пробуренных на месторождении скважинах,2, Способпоп.1,отличающийсятем, что, с целью повышения информативности путем определения смачиваемости15 пород пластовыми флюидами во всех пробуренных на месторождении скважинах, наранее подобранной выборке образцов, насыщенных пластовой водой, замеряют электросопротивление каждого образца при20 100 О-ной и остаточной водонасцщенности,по отношению которых определяют параметрнасыщения, определяют параметр влажности, равный произведению параметра пористости на параметр насыщения каждого25 образца, устанавливают корреляционнуюсвязь между ранее определенным краевымуглом смачивания и параметром влажности,строят эталонный график зависимости краевого угла смачивания от параметра влажно 30 сти для пород конкретного месторождения,по данным геофизических исследованийскважин определяют параметр пористости ипараметр насыщения исследуемого пласта,, на основании которых вычисляют параметр35 влажности пласта, а по фиксированному значению последнего по эталонному графику зависимости краевого угла смачивания отпараметра влажности определяют смачиваемость пород././О Р 1 Фг мкв о ог оФК о 6 а 6.8 о.6 ОФ о оо МО аЬиение рецессииИА+ ОПОР-а/ч юР, РОИо оставитель Е,Кармаехред М.Моргентал Корректор Н.Милюкова Редактор О.Стенин Производственно-издательский комбинат "Патент", г, Уж ул, Гагарина 4118 Тираж ПодписноеказВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и откру . тк ытиям п и ГКНТ СР113035, Москва, Ж, Раушская наб., 4/5