Способ определения остаточной нефтенасыщенности

Способ определения остаточной нефтенасыщенности

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

описднии

Союз Советских

Соцналистнчесинх

Республик и 92

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свнд-ву (22) Заявлено 26. 06. 80 (2! ) 2947231/18-25 с присоединением заявки ¹ (23) Приоритет (Ы)М. Кл.

G 01 V 9/00//

6 О1 М 24/08

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий (Ж >ВК 539.143. .43:550.837 (088.8) Опубликовано 15.05.82. Бюллетень № 18

Дата опубликования описания 17.05.82,!

В.Д. Неретин, M.Â. Карпова, Л.Г. Пет сян, С.А. Султанов и 10.С, Шимелевич

Всесоюзный научно-,исследовательский институт ядерной геофизики и геохимии (72) Авторы изобретения (7() Заявитель (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ

НЕФТЕНАСЫЦ ЕННОСТИ! 1

Изобретение относится к геофизическим методам разведки и может быть использовано при промыслово-геофизических исследованиях в процессе разработки месторождений.

Величина остаточной нефтенасыщенности характеризует соДержание нефти, оставшейся в пласте после проведения заводнения, и определяется как процент от обьема пор, занятый не1О извлекаемой нефтью. Величина остаточной нефтенасыщенности Квктнеобходима на этапе, разведки для оценки извлекаемых з асов нефти, а на этапе разработки месторождений — для оператив15 ного контроля за разработкой и оценки экономической эффективности третичных методов добычи.

Известен способ определения остаточной нефтенасыщенности, основанный на заводнении образцов в лабораторных условиях, в котором заводнение осуществляют на кернах длиной 1-2 м, отобранных на буровых растворах, сохраняющих свойства поверхности отбираемой породы (11.

Известный способ доступен только для малого числа скважин, так как тре-. бует специальных условий отбора керна и является недостаточно точным изза трудностей, связанных с установлением истинных условий начальной насыщенности .

Наиболее близким к изобретению техническим решением является способ определения остаточной нефтенасыщенности, заключающийся в отборе керна на водном буровом растворе и определени относительного содержания воды и не ти в керн путем его экстрагирования (2).

Известный способ, хотя-и прост в реализации, является недостаточно точным. Это связано с тем, что относительное содержание воды и нефти в об- разцах, отобранных на буровом растворе на водной основе, не соответствует пластовому вследствие проникновения

928290 4 фильтрата в пласт в процессе бурения и отбора керна. При этом степень замещения воды и нефти зависит от многочисленных побочных факторов, таких как скорость бурения, скорость циркуляции раствора, тип долота и т.д. Поэтому получаемые этим методом оценки остаточной нефтенасыщенности носят грубо приближенный характер.

Кроме того, оба известных способа 1о не дают возможности одновременно с количеством оценить вязкость остаточной нефти, что весьма важно при проектировании третичных методов добычи.

Цель изобретения - повышение точности измерения и расширение функциональных возможностей путем определе ния вязкости остаточной нефти.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения остаточной нефтенасыщенности, заключающемся в отборе керна на водном буровом растворе и определении относительного содержания воды и нефти в керне, опре- р деляют дважды время продольной релаксации с помощью ядерного магнйтного резонанса (ЯИР) остаточной нефти керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней,осуществляют отбор зв дополнительного керна на нефтеэмульсионном или известковобитумном буровом растворе в нефтяной части залежи, определяют дважды время продольной релаксации с помощью ЯМР остаточной нефти дополнительного керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней,определяют остаточную нефтенасыщенность по измеренным значениям продольных времен релаксаций указан- 4О ных кернов и,вязкость остаточной нефти по корреляционной зависимости времени продольной релаксации нефти от его вязкости.

Сущность предлагаемого способа.за- 45 ключается в следующем.

При исследовании образцов керна из ряда месторождений методом ядерного магнитного резонанса в сочетании с электрохимической обработкой, по,зволяющим изучать свойства воды и неф ти непосредственно в пористой среде, установлено, что для каждого месторождения времена продольной релаксации остаточной нефти (Г „ ст),меньше, чем времена продольной релаксации извлеченной нефти и длинноживущей фазы нефти в нефтяной части разреза, а диапазон изменения значения Т„„ в преде1н.Ост лах одного месторождения очень узок.

Поскольку времена релакции нефтей определяются в основном их вязкостью; следовательно, в процессе разработки извлекается в первую очередь более подвижная часть нефти, а остаточная нефть представлена более вязкими фракциями. Эти данные согласуются и с представлениями, получаемыми при гидродинамических исследованиях.

Содержание остаточной нефти может быть определено следующим образом.

Вначале в водо-нефтяной зоне отбирают керн на буровом растворе на водной основе, когда содержание остаточной нефти не является представительным, и методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в сочетании с электрохимической обработкой определяют время продольной релаксации остаточной нефти Т „ сткак ее характеристический параметр. Затеи отбирают керн ,,в нефтяной части залежи на нефильтрут ющемся буровом растворе (нефтеэмульсионном или известковобитумном), когда относительное содержание воды и нефти не нарушается и методом ЯМР в сочетании с электрохимической обработкой определяют содержание остаточной нефти как содержание углеводородной фазы, характеризующейся временем продольной релаксации, ра»ным Т1н. вот.

Параметр Ъвав ряде случаев может быть определен и при отборе керна на водном буровом растворе в промытой зоне нефтяной части пласта.

Так как время продольной релаксации нефти в породе и в неограниченном объеме обычно мало различается, на основании найденного значения времени продольной релаксации остаточной неути Т„„,может быть оценена ее вязкость М с помощью известной корреляционной зависимости Т = i()).

Предлагаемый способ осуществляется в следующей последовательности операций. Отбирают керн У 1 на водном буровом растворе ниже уровня водонефтяного контакта в переходной водонефтяной зоне (при разведке месторождений ) или за контуром нефтеносности (в эксплуатируемых месторождениях). Методом ядерного магнитного резонанса в сочетании с электрохимической обработкой (ЭХО) определяют время продольной релаксации, характерное для остаточной нефти данного

9282

90 6 остаточной нефти данного месторождения. На основании полученного значения времени продольной релаксации остаточной нефти данного месторождения по кривой зависимости времени продольной релаксации нефти от их вязкости оценивают вязкость остаточной нефти. месторождения Т1„.Отбирают керн tt 2 на нефтеэмульсионном (или известковобитумном) буровом растворе из нефтяной части залежи. Иетодом ядерного магнитного резонанса в сочетании с 5 электрохимической обработкой определяют время продольной релаксации остаточной нефти и остаточную нефтенасыщенность, как содержание нефтяной фазы в этом керне со временем продоль-1О ной релаксации равным ранее определенному времени продольной релаксации

Иетод использования способа на одном из месторождений Татарии приведен в таблице.

ММ пп

Время измерения

Данные образца

Релаксационные параметры

Т„P*, Т„,, Р, Т1., Pg i мс 4 мс 4 мс 4

До ЭХО 230 37 60 63

Обводненная часть залежи, водный буровой раствор

60 29 2 71

После ЭХО

2 Нефтяная часть До ЭХО 250 100 залежи, эмульсионный буровой После ЭХО 220 21 52 42 2 37 раствор

Данные анализа образцов при вует воде, фазы со временами релаксации 220 и 52 мс, не изменяющиеся

4 в процессе обработки, соответствуют нефти.

Т1* и Т к - времена продольной релаксации длинноживущей и короткоживущей фаз;

Рр и Р— относительное содержание этих фаз.

Из сравнения данных образцов 1 и 2 следует, что фаза 52 мс = Т1н =60 мс соответствует остаточной нефти, а ее содержание - 423 представляет собой прогнозное значение остаточной нефтенасыщенности для данного пласта.

Образец 1. Фаза со временем релак сации 60 мс, не изменившимся после

4О электрохимической обработки ЭХО, соответст вует остаточной нефти, а фаза,. имевшая до ЭХО T *= 230 мс, а после

ЭХО - 2 мс, является водой,т.е. Т®ост=

60 мс. Так как образец хранился в парафине, то в процессе консервации

45 и хранения он потерял часть порового флюила и оказался недонасыщенным. В процессе ЭХО происходит донасыщение образца раствором и, следовательно, изменение относительного содержания воды и нефти, однако объемное содержание нефти остается постоянным.

Предлагаемый способ позволяет повысить точность определения остаточной нефтенасыщенности, что приводит к более полному использованию месторождений, Известно, что от 40 до 70 нефти остается в пласте после заводнения.

Снижение остаточной нефтенасыщенности даже на 14 приводит к значительной экономии при добыче нефти. Кроме то

ro, реализация изобретения позволяе прогнозировать как содержание остать ной нефтенасыщенности, так и одновременно оценивать вязкость нефти на стадии разведки месторождений и в соответствии с этим проектировать рациональную систему разработки.

Образец 2. Хранился в растворе, поэтому полностью насыщен. Фаза, вре- мя релаксации которой после ЭХО сравнялось со временем релаксации обрабатывающего раствора — 2 мс, соответст7

Формула изобретения

9282

Способ определения остаточной нефтенасыщенности, заключающийся в отборе керна на водном буровом растворе и определении относительного содержания воды и нефти в керне, о тл и ч а ю шийся тем, что, с целью noabllJåíèÿ точности измерения и расширения функциональных возиожнос- >0 тей путем определения вязкости остаточной нефти, определяют дважды время продольной релаксации с помощью ядерного магнитного резонанса (ЯМР) остаточной нефти керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней осуществляют отбор дополнитель/ ного керна на нефтеэмульсионном или известковобитумном буровом растворе в нефтяной части залежи, опоеделяют gp дважды время продольной релаксации

90 8 помощью ЯМР остаточной нефти дополнительного керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней, определяют остаточную нефтенасыщенность по измеренным значениям продольных времен релаксаций указанных кернов и вязкость остаточной нефти по корреляционной зависимости времени продольной релаксации нефти от ее вязкости °

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Rathmell S 1. et аll. Reservoir

waterflood Кез1dual Oil Saturation

from Laboratory Tests. Jornal of

Petroleum Technology 1973 N 2, р 175

2. Определение нефтефизических характерйстик по образцам. Под ред.

Дахнова В.Н. М., "Недра", 1977, с.172175 (прототип).

Составитель В. Майоршин

Редактор Т. Парфенова Техред M. Надь Корректор M. Демчик

Заказ 3232/58 Тираж 719 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москвас И 35л Раушская наб. g. 4/g филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4