[go: up one dir, main page]

SU1695176A1 - Способ определени относительных фазовых проницаемостей пористой среды - Google Patents

Способ определени относительных фазовых проницаемостей пористой среды Download PDF

Info

Publication number
SU1695176A1
SU1695176A1 SU894712539A SU4712539A SU1695176A1 SU 1695176 A1 SU1695176 A1 SU 1695176A1 SU 894712539 A SU894712539 A SU 894712539A SU 4712539 A SU4712539 A SU 4712539A SU 1695176 A1 SU1695176 A1 SU 1695176A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
medium
saturation
wetting fluid
relative phase
electrical conductivity
Prior art date
Application number
SU894712539A
Other languages
English (en)
Inventor
Валерий Владимирович Кадет
Вячеслав Иванович Селяков
Григорий Аркадьевич Габриэлянц
Ильшат Гаязович Абдульманов
Original Assignee
Московский Геологоразведочный Институт Им.Серго Орджоникидзе
Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Разведки Нефти И Газа
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Московский Геологоразведочный Институт Им.Серго Орджоникидзе, Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Разведки Нефти И Газа filed Critical Московский Геологоразведочный Институт Им.Серго Орджоникидзе
Priority to SU894712539A priority Critical patent/SU1695176A1/ru
Application granted granted Critical
Publication of SU1695176A1 publication Critical patent/SU1695176A1/ru

Links

Landscapes

  • Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)

Abstract

Изобретение относитс  к инженерно-геологическим исследовани м и м.б. использовано в различных технологических процессах, в которых участвуют пористые среды (ПС) и жидкости с различными физическими свойствами. Цель - повышение эффективности определени  проницаемостей путем увеличени  объема и достоверности получаемой информации о гидродинамических параметрах изучаемой среды за счет обеспечени  учета вли ни  на эти параметры трехмерного характера и неоднородности структуры порового пространства. Первоначально определ ют среднюю длину межпорового рассто ни  в исследуемой ПС. Одновременно с измерением величины капилл рного давлени  между фильтрующими фазами с различными физическими свойствами при каждом значении насыщенности среды смачивающей жидкостью измер ют электропроводность исследуемого объема данной ПС также при каждом значении насыщенности ПС смачивающей жидкостью. Значени  относительных фазовых проницаемостей устанавливают по полученным зависимост м капилл рного давлени  и электропроводности исследуемого объема ПС от его насыщенности смачивающей жидкостью и величине средней длины межпоро- вого рассто ни  в исследуемой ПС. Относительные фазовые проницаемости устанавливают путем расчета по заданной Q формуле, 1 з.п.ф-лы, 6 ил.чф 01

Description

XI ON
Изобретение относитс  к инженерно- геологическим, гидрогеологическим и геофизическим исследовани м и может быть использовано дл  обосновани  проектов разработки месторождений руд металлов методом подземного выщелачивани , месторождений нефти и газа методом площадного вытеснени , строительства различных сооружений, дорог и мелиоративных систем , а также в различных технологических
процессах, в которых участвуют пористые среды и жидкости с различными физическими свойствами.
Цель изобретени  - повышение эффективности определени  фазовых проницаемостей пористых сред путем увеличени  объема и достоверности получаемой информации о гидродинамических параметрах изучаемой среды за счет обеспечени  учета вли ни  на эти параметры трехмерного характера и неоднородности структуры поро- вого пространства.
Представление о структуре перового пространства как о трехмерной пространственной сетке капилл ров обусловливает оп- ределение периода этой сетки, т.е. среднюю длину межпорового рассто ни  d. Если в одномерной модели длина поровых каналов предполагаетс  бесконечной, то дл  определени  характера движени  и распределени  фаз в решетке пересекающихс  капилл ров требуетс .знать ее период d. Определение величины d должно быть проведено до начала измерени  зависимостей капилл рного давлени  от насыщенности среды PK(S) и электропроводности от насыщенности среды a(s), чтобы последующие воздействи  на пористую среду (например, нагнетание ртути) не внесло изменени  в геометрические параметры невозмущенной пористой среды. Проведение одновременно с измерением капилл рного давлени  измерени  электропроводности позвол ет получить информацию не только о подсистеме пор-узлов, которую характеризует PK(S), но и о подсистеме пор-св зей.
Изменение капилл рного давлени  с изменением насыщенности любой из фаз отражает процесс перераспределени  фаз в поровом пространстве. При этом изменение насыщенности будет отражать изменение количества крупных узлов, заполненных данной фазой. Об изменении количества поровых каналов, заполненных этой фазой, по изменению Рк(5) судить нельз .
В то же врем  о количестве таких капилл ров , заполненных данной фазой и участвующих в образовании дл  нее провод щих каналов, можно судить по электропроводности исследуемой среды при известной насыщенности .
Как электропроводность, так и гидро- проводность любой цепочки капилл ров, заполненных жидкостью, определ етс  прежде всего наиболее тонкими капилл рами . Поэтому изменение электропроводности среды с изменением насыщенности означает, что часть капилл ров с наименьшими радиусами, которые ранее содержали электропроводную жидкость, теперь ее не содержат. Таким образом, по изменению электропроводности можно следить за тем, капилл ры какого радиуса при данной насыщенности содержат электропроводную жидкость и, соответственно, провод т не только электрический ток, но и  вл ютс  гидропроводными дл  этой жидкости,
Поэтому, измер   одновременно PK(s) и cr(s), получаем информацию о существенно разномасштабных подсистемах пор-узлов и пор-св зей в неоднородной по структуре образующих ее пустот пористой среде, Причем измерени  капилл рного давлени  и электропроводности среды .должны проводитьс  одновременно, а не в произвольной последовательности, так как процесс измерени  PK(S) дл  данного объема среды (например , методом нагнетани  ртути) делает невозможным повторное использование изучаемого объема среды. Такое увеличение объема получаемой информации позвол ет
учесть неоднородный характер перового пространства,
Использование дл  определени  относительных фазовых проницаемостей ki(s) по измеренным значени м капилл рного давлени , электропроводности и средней длине межпорового рассто ни  позвол ет учитывать в полном объеме содержащуюс  в этих зависимост х информацию о неоднородности структуры порового пространства , а также его трехмерность. При этом поровое пространство представл етс  не в виде св зки линейных одномерных капилл ров различного радиуса, а в виде пространственной трехмерной сетки, в узлах которой
расположены поры, соединенные поровы- ми каналами (капилл рами) различного радиуса .
На фиг.1 и 2 показаны типичные примеры шлифов кернов соответственно зернистой и кавернозной пористых сред, отражающих структуру их порового пространства; на фиг.З - модель порового пространства в виде трехмерной сетки, состо щей из пор-узлов и пор-св зей: на
фиг,4 - схема измерени  величин Рк и о в процессе нагнетани  в исследуемый объем, предварительно насыщенный смачивающим флюидом (например, воздухом), ртути; на фиг,5 - построенные по результатам проводимых измерений кривые зависимостей PK(S) и cr(s) (крива  1 - PK(S), крива  2 - a (s)); на фиг.6 - полученные в результате применени  предлагаемого способа относительные фазовые проницаемости (ki(s) крива  1 и кг(з) - крива  2).
Способ осуществл етс  следующим образом .
Вначале определ ют исходные параметры исследуемого объема пористой среды и фильтрующихс  фаз известными методами: пористость т, длину L и площадь сечени  F объема А- пр мым измерением, удельную электропроводность ртути ае , коэффициент поверхностного нат жени  на
границе ртуть - воздух у и угол смачивани  ртутью поверхности капилл ров в присутствии воздуха 0- по справочникам. Далее по образцу ненарушенного исходного исследуемого материала устанавливают среднюю длину межпорового рассто ни  d. После этого объем А включают в электрическую схему-с источником тока Б t как показано на фиг.4, это позвол ет определ ть его проводимость сг I/V, где ток измер етс  амперметром А, а падение напр жени  V - вольтметром V. Затем измер ют капилл рное давлением при различных насыщенно- ст х, например, методом нагнетани  ртути и при этом одновременно с измерением Рк измер ют с помощью указанной схемы электропроводность объема А также после завершени  нагнетани  очередной порции ртути. При реализации данного способа капилл рное давление может быть определено различными пут ми: методом нагнетани  ртути, пропитки в поле т жести, принудительной пропитки, центрифугировани . Соответствующие измеренные значени  а дл  удобства дальнейшего использовани  также нанос т на плоскость cr-s, где по оси абсцисс отложены значени  s с интервалом s/(m А), а по оси ординат - а (крива  2 на фиг.5). Име  измеренные дл  данной пористой среды значени  капилл рного давлени  Рк(з) электропроводности объема А -ст(з) и средней длины межпорового рассто ни  d определ ют относительные фазовые проницаемости: ki(s) - дл  смачивающей жидкости, К2(з)-дл  несмачивающей .
Затем определ ют фазовые проницаемости по соотношению
Ш 7lF (rcl)-F(Of 9 1 - F (ОГ 0(П)(г. СГ, d)dr al.. .
(rci)-F(r)P9 i - F (r) (г)Г1 atf (r,a. d) dr
1-1,2,
где 1 1 в случае смачивающей жидкости, I 2 - дл  несмачивающей;s - насыщенность среды смачивающей жидкостью, доли ед.;
Q(n) (r, cr, d) Ј aj (a(s)) - полином
n-й степени, коэффициенты которого  вл ютс  функци ми электропроводности cr(s) и средней длины межпорового рассто ни 
d. ,,
F(r) - первообразна  Сг (r, 7,d), а F(r) обратна  к F(r);
Fi(r)- первообразна  QCn)(r, cr,d)
О (s) - электропроводность исследуемого объема среды, измер ема  в эксперименте , см;
d - средн   длина межпорового рассто-  ни  в исследуемой пористой среде, м; г - нема  переменна ;
31 О, 32 2 ycosQ/PK(s); PK(S) - капилл рное давление, измер емое в эксперименте, Па; у- коэффициент поверхностного нат жени  на границе фильтрующихс  фаз, н/м; Q - угол смачивани , град; rc( (Bi)-1/4, м;
Bi , В2 а2.

Claims (1)

  1. Формула изобретени  1. Способ определени  относительных фазовых проницаемостей пористой среды, включающий измерение пористости среды,
    насыщенности ее смачивающей жидкостью и величины капилл рного давлени  между фильтрующимис  фазами с различными физическими свойствами при каждом значении насыщенности среды смачивающей
    жидкостью и по зависимости капилл рного давлени  от насыщенности среды смачивающей жидкостью - расчет относительных фазовых проницаемостей, отличающийс  тем, что, с целью повышени 
    эффективности определени  проницаемостей путем увеличени  объема и достоверности получаемой информации о гидродинамических параметрах изучаемой среды путем обеспечени  учета сли ни  на
    эти параметры трехмерного характера и неоднородности структуры порового пространства , первоначально определ ют среднюю длину межпорового рассто ни  в исследуемой пористой среде, одновременно с измерением величины капилл рного
    давлени  между фильтрующимис  фазами с различными физическими свойствами при каждом значении насыщенности среды смачивающей жидкостью измер ют электро5 проводность исследуемого объема пористой среды также при каждом значении насыщенности среды смачивающей жидкостью , а значени  относительных фазовых проницаемостей устанавливают по пол0 ученным зависимост м капилл рного даа- лени  и электропроводности исследуемого объема среды от его насыщенности смачивающей жидкостью и величине средней длины межпорового рассто ни  в исследуемой
    5
    пористой среде.
    2, Способ по п.1,отличающийс  тем, что относительные фазовые проницаемости устанавливают путем расчета по соотношению
    kl (3) (r)(0 1-F 0r1a(n)(r,ad)dr
    (rq)-F( ( (г)Г1 Q(r.ad)dr
    1-1,2 где I 1 дл  смачивающей жидкости;
    1 2- дл  несмачивающей жидкости;
    s - насыщенность среды смачивающей жидкостью (доли ед.),
    Q(n) (г, a,d) 5 аг(сг{5)) - полином
    n-й Степени, коэффициенты которого  вл ютс  функци ми электропроводности o(s) и средней длины межпорового рассто ни  d:
    Фиг Л
    Фиг
    Фиг.З
    0
    5
    F(r) - первообразна  , a, d);
    Fi(r)- первообразна  (r. cr,d)
    a (s)-электропроводность исследуемого объема среды, измер ема  в эксперименте , См;
    d - средн   длина межпорового рассто ни  в исследуемой пористой среде, м;
    г- нема  переменна ;
    31 0; 32 2 ycosQ/PK(s);
    PK(S) - капилл рное давление, измер емое в эксперименте, Па;
    у - коэффициент поверхностного нат жени  на границе фильтрующихс  фаз, Н/м;
    Q - угол смачивани , град; rC| (Bi)-1/4, м;
    В1 аГ1; В2 а2.
    Л
    Нд
    Ф Воэйцх ФигЛ
    ; 5
    Фиг. 5
SU894712539A 1989-06-07 1989-06-07 Способ определени относительных фазовых проницаемостей пористой среды SU1695176A1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894712539A SU1695176A1 (ru) 1989-06-07 1989-06-07 Способ определени относительных фазовых проницаемостей пористой среды

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894712539A SU1695176A1 (ru) 1989-06-07 1989-06-07 Способ определени относительных фазовых проницаемостей пористой среды

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1695176A1 true SU1695176A1 (ru) 1991-11-30

Family

ID=21457737

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU894712539A SU1695176A1 (ru) 1989-06-07 1989-06-07 Способ определени относительных фазовых проницаемостей пористой среды

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1695176A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2593853C2 (ru) * 2011-07-12 2016-08-10 Ингрейн, Инк. Способ моделирования движения отдельных фаз многофазного/многокомпонентного потока, проходящего через пористую среду

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Ами с Дж. и др. Физика нефт ного пласта. М., 1962.С.180. Аксельруд Г.А. и Альтшуллер М.А. Введение в капилл рно-химическую технологию. М.: Хими , 1983, с.36-37. *

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2593853C2 (ru) * 2011-07-12 2016-08-10 Ингрейн, Инк. Способ моделирования движения отдельных фаз многофазного/многокомпонентного потока, проходящего через пористую среду

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Saraf et al. Three-phase relative permeability measurement using a nuclear magnetic resonance technique for estimating fluid saturation
US6021662A (en) Method for modeling fluid displacements in a porous medium
US7072809B2 (en) Method for modelling fluid displacements in a porous environment taking into account hysteresis effects
Heaviside et al. Fundamentals of relative permeability: experimental and theoretical considerations
US7092822B2 (en) Method of evaluating the capillary pressure curve of an underground deposit rocks based on rock cuttings measurements
US20060132131A1 (en) Method of measuring rock wettability by means of nuclear magnetic resonance
Rice et al. Anisotropic permeability in porous media
US4924187A (en) Method for measuring electrical anisotrophy of a core sample from a subterranean formation
CN103267721A (zh) 一种致密砂岩储层孔隙含水特征与赋存状态的评价方法
GB2228572A (en) Measuring fluid distribution equilibrium of a porous rock
Wang et al. Anchoring multi‐scale models to micron‐scale imaging of multiphase flow in rocks
Wong Flow in porous media: Permeability and displacement patterns
CN110309611B (zh) 基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及系统
Szabo New methods for measuring imbibition capillary pressure and electrical resistivity curves by centrifuge
SU1695176A1 (ru) Способ определени относительных фазовых проницаемостей пористой среды
RU2339025C2 (ru) Способ оценки пластового фактора подземного месторождения по выбуренным из него фрагментам породы
RU2753964C1 (ru) Способ определения коэффициента вытеснения нефти
Liang et al. Dynamic method of measuring coupling coefficients of transport equations of two-phase flow in porous media
Jing et al. A capillary pressure function for interpretation of core-scale displacement experiments
Alharthi et al. Immiscible fluid flow in porous media: Dielectric properties
Mejia et al. Estimation of three‐phase flow functions in porous media
Ren et al. Characterization method and application of heterogeneous reservoir based on different data quantity
Geller Preliminary studies of water seepage through rough-walled fractures
AU657518B2 (en) Method for determining electrical anisotropy of a core sample from a subterranean formation
Ham et al. Parameters for computing pressure gradients and the equilibrium saturation of gas-condensate fluids flowing in sandstones