Способ определения содержания воды и нефти в водонефтенасыщенных образцах горных пород

Способ определения содержания воды и нефти в водонефтенасыщенных образцах горных пород

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Союз Советских

Социал истииеских

Республик

О П И С А Н И Е )661320

ИЗОБРЕТЕНИЯ

""-» арво;

* ". ; нтно„» ..., "гс;, н;. .,, „.

) N.Кл (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 26.11.76 (21) 2423118/18-25 с присоединением заявки №вЂ” (23) Приоритет—

G 01 N 27/28

Государстеенный комитет

СССР по делам изооретений н открытий (53) УДК 539.143..48 (088.8) Опубликовано 05.05.79. Бюллетень № 17

Дата опубликования описания 15.05.79

Я. Л. Белорай, В. М. Запорожец, N. В. Карпова, В. Д. Неретин, Л. Г. Петросян, Ю. С. Шимелевич и В. А. Юдин (72) Авторы изобретения

Всесоюзный научно-исследовательский институт ядерной геофизики и геохимии (71) Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ВОДЫ И НЕФТИ

В ВОДОНЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ОБРАЗЦАХ ГОРНЫХ ПОРОД

Изобретение относится к области физикохимических методов анализа пород-коллекторов нефти и газа.

Известная методика определения физических свойств горных пород предполагает экстрагирование керна в течение 48 — 72 часов в аппарате Закса с помощью спиртобензольной смеси. Изменение веса образца до и после экстрагирования и высушивания до постоянного веса характеризует суммарное содержание воды и нефти в образце; разность этого веса и количества извлеченной воды дает величину нефтенасыщенности (1).

Эта методика требует значительных затрат труда и времени и сопряжена с использованием ядовитых веществ (бензол, хлороформ и т. п.).

Ниболее близким техническим решением является способ определения содержания воды и нефти в водонефтенасыщенных образцах горных пород с помощью ЯМР-релаксометра, путем измерения суммарного содержания жидкости в образце посредством сравнения амплитуды сигнала от образца: с амплитудой сигнала от эталона при последовательном помещении их в датчик релаксометра, и определения соотношения водной и нефтяной фаз путем снятия и анализа кривой протонной релаксации (2).

Однако применение этого способа для определения содержания нефти в водонефтенасыщенных образцах не всегда возможно в связи с тем, что не удается однозначно идентифицировать выделение фазы с водой или нефтью. Это обусловлено тем, что врс1ц мена релаксации воды и нефти меняются в широких пределах: у воды — в зависимости от степени связи ее с поверхностью, а следовательно, от размеров пор и глинистости, а для нефти — в зависимости от содержания смолистых и асфальтеновых фракций и

ПАВ. При этом перекрывается диапазон изменения времени продольной релаксации воды (в среднем 20 — 800 мсек) и нефти (в в среднем 100 — 3500 мсек), для битумов— менее 50 мсек. С другой стороны, свободzo ная и связанная вода крупных и мелких пор также может давать многофазную релаксационную кривую, что снижает точность.

661320

$0

Предлагаемый способ определения нефте-

Таким образом известный способ не обладает достаточной точностью и может дать не достоверный результат.

Цель предлагаемого изобретения — повышение точности и достоверности определения содержания воды и нефти в горных породах.

Для этого после снятия первой релаксационной кривой в поровое пространство образца вводят парамагнитные ионы, избирательно растворимые в одной из насыщающих образец жидкостей, снимают повторную релаксационную кривую на основании сравнения ее с первоначальной однозначно определяют водную фазу, как соответствующую компоненте ралаксационной кривой, время релаксации которой сократилось после введения парамагнитных ионов.

Кроме того, введение парамагнитных ионов производят путем помещения исследуемого образца породы в раствор, содержащий парамагнирные ионы, например Со, Fe" Cr" Cu+ и пропускают через образец ток с помощью погруженных в тот же раствор электродов, выполненных из материала, образующего парамагнитные ионы в процессе растворения.

Электрохимическая обработка резко сокращает время продольной релаксации водной фазы и разбивает водонефтяную эмульсию в случае ее образования. За счет резкой разницы времени релаксации фаз на релаксационной кривой вместо плавного перегиба появляется излом, что делает возможным более четкое выделение компонент. После электрохимической обработки можно однозначно заключить какая из компонент релаксационной кривой соответствует воде, поскольку сокращение времени релаксации происходит только в водной фазе.

Уменьшение измеряемого времени релаксации жидкости, например, воды, под влиянием растворения в ней парамагнитных ионов, основывается на следующих положениях.

Как известно, время продольной релаксации в водной фазе Т1 может быть представлено в виде

1/T) = I/T ì + 1/Т1о(+ 1 %ар, где Т1 „, — время продольной релаксации в чистой водной среде, при неограниченном объеме;

1/Ti«g — член, отражающии вклад в изменение скорости релаксации парамагнитных ионов, присутствующих в растворе.

При этом величина 1/Т прямо пропорциональна концентрации парамагнитных ионов в растворе, что и обусловливает уменьшение измеряемого времени релаксации воды в поровом пространстве образца. водонасыщенности пород с помощью метода ЯМР содержит следующую последовательность операций. Помещают нефтеводоS 0

30 насыщенный образец породы в датчик релаксометра ЯМР; регистрируют кривую протонной релаксации для указанного образца; проводят компонентный анализ указанной кривой и определяют амплитуды и времена продольной релаксации отдельных компонент. Затем помещают исследуемый образец в раствор парамагнитных ионов и пропускают электрический ток через замкнутую печь, состоящую из исследуемого образца, раствора парамагнитных ионов и электродов, погруженных в этот же раствор, благодаря чему парамагнитные ионы переносятся в поровое пространство образца и избирательно растворяются в одной из жидкостей (воде или нефти) его насыщающих, уменьшая тем самым время релаксации этой жидкости.

Помещают исследуемый образец, обработанный парамагнитными ионами, в датчик релаксометра и регистрируют для него повторную кривую релаксации ЯМР.

Затем проводят компонетный анализ повторной кривой релаксации и определяют амплитудно-релаксационные характеристики отдельных компонент.

Сравнивают времена релаксации компонент первоначальной и повторной релаксационных кривых. При избирательном растворении парамагнитных ионов, например, в поровой воде, рассматривают компонету кривой релаксации с измененным временем (как водную фазу), в компоненту с неизмененным временем релаксации (как нефтяную фазу) . Амплитуды нефтяной компоненты обработанной кривой дают возможность точно определить относительное содержание нефти, а, следовательно, и воды в поровом пространстве исследуемого образца.

На фиг. 1 приведен один из возможных вариантов установки для электрохимической обработки образцов парамагнитными ионами; на фиг. 2 — графики релаксационных кривых от образца до и после электрохимической обработки.

Установка содержит образец 1, обжимаемый резиновой обоймой 2, электроды 3, два стеклянных колена 4, заполненных электролитом. Электроды 3 подключаются к источнику 5 питания с помощью переключателя 6.

Экспериментальная проверка показала, что для резкого снижения величины времени релаксации Т обычно достаточна обработка током 50 — 300 ма в течение 10 — 30 минут. Парамагнитные ионы могут входить в состав соли, из которой приготавливается раствор, заполняющий колена ячейки, либо образовываться в процессе электролитического растворения электрода. Например, могут быть использованы растворы CuSO4, FeCl и др., или раствор NaC1 в сочетании с электродами, выполненными из меди, железа или другого металла или сплава, об661320 разующего парамагнитные ионы в процессе электролитического растворения.

На фиг. 1 приведен пример практического применения предлагаемого способа для идентификации водной и нефтяной фаз нефтеводонасыщенного образца породы.

Короткоживущая компонента кривой релаксации после электрохимической обработки парамагнитными ионами характеризуется резко уменьшенным временем релаксации (7,5 мсек), по сравнению с той же компонентной первоначальной кривой релаксации (52 мсек), что позволяет отождествлять ее с водной фазой. При этом долгоживущая компонента релаксационной кривой практически сохранила свое время релаксации после электрохимической обработки, и, следовательно, она характеризует нефтяную фа-15 зу. В связи с этим относительное содержание нефтяной фазы в исследуемом образце составляет 37 /o, а воды — 63 /q.

Использование предлагаемого способа определения водонефтенасышенн с:и об- о разцов пород, с одной стороны, позволяет однозначно идентифицировать воду и нефть в образцах и определить нефтенасыщенность кернов при любом соотношении фаз и их свойств при двухфазном насыщении керна, с другой стороны, снизить время проведе- ния одного анализа до 30 минут.

Формула изобретения зо

Способ определения содержания воды и нефти в водонефтенасыщенных образцах горных пород с помощью ЯМР-релаксометра путем измерения суммарного содержания жидкости в образце посредством сравнения амплитуды сигнала от образца с амплитудой сигнала от эталона при последовательном помещении их в датчик релаксометра, и определения соотношения водной и нефтяной фаз путем снятия и анализа кривой протонной релаксации, отличающийся тем, что, с целью повышения точности и достоверности определения содержания каждой из фаз, после снятия первой релаксационной кривой в поровое пространство образца вводят парамагнитные ионы, избирательно растворимые в одной из насыщающих образец жидкостей, снимают повторную релаксационную кривую и на основании сравнения ее с первоначальной однозначно определяют водную фазу, как соответствующую компоненте релаксационной кривой, время релаксации которой сократилось после введения парамагнитных ионов.

2. Способ по п. 1. отличающийся тем, что, введение парамагнитных ионов производят путем помещения исследуемого образца породы в раствор, содержащий парамагнитные ионы например Co Ге Сг

Си 2, и пропускают через образец ток с помощью погруженных в тот же раствор электродов, выполненных из материала, образующего парамагнитные ионы в процессе раство реп ия.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Кобранова В. Н., Ленарская Н. Д.

Определение физических свойств горных пород, М., «Гостоптехиздат», 1957.

2. Патент США Ко 3238446, кл. G 01 N 27/78, 1966.

661320

О1

0 L мсек

Ж2. 2

А

/о

8 б

Составитель В. Филиппов

Редактор Б. Павлов Техред О. Луговая Корректор Е. Папп

Заказ 2430/39 Тираж 1089 Подписное

ЦН И И ПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал П ПП к Патент>, г. Ужгород, ул. Проектная, 4