Способ определения содержания воды и нефти в водонефтенасыщенных образцах горных пород

Союз Советских Социалистицеских РеотублнкО П И С А Н И Е )661320ИЗОБРЕТЕН ИЯ ССсио,. ,1) Дополнительно вт. с 2) Заявлено 26.11.76 (21) 2423118/18-25 728 присоединением з 23) Приоритет -Опубликовано и-осударстеенный комитет СССР по делам изооретений н открытий5.05.79. ллетеньта опубликования описания 15.05.7етин,2) Авторы изобретени сесоюзный научно-исследовательский институт ядерной геофизики и геохимии(71) Заявител ВОДЫ И НЕФТИ ОРНЫХ ПОРОД 54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАН В ВОДОНЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ОБРАЗЦА област а поро их в дат- оотношем снятия ации 2) ри последовательном помещении ик релаксометра, и определения ия водной и нефтяной фаз пут анализа кривой протонной релак Изобретение относится к и физико- химических методов анализ д-коллекторов нефти и газа.Известная методика определения физических свойств горных пород предполагает экстрагирование керна в течение 48 - 72 ча-сов 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 извлечен ной 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 20 содержания жидкости в образце посредством сравнения амплитуды сигнала от образца: с амплитудой сигнала от эталона 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 врсмена 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 в 8 мсек) и нефти (в в среднем 100 в 35 мсек), для битумов - менее 50 мсек. С другой стороны, свободная и связанная вода крупных и мелких пор также может давать многофазную релаксационную кривую, что снижает точность.661320 40 45 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 Соф, Ге" Сг" Си 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 Т 1 может быть представлено в виде1/Т 1 = 1/Т 1 м+ 1/Т 1 м + %аар, где Т 1 ж - время продольной релаксации в чистой водной среде, при неограниченном объеме; 1/Т ) - член, отражающии вклад в изменение скорости релаксации парамагнитных ионов, присутствующих в растворе.При этом величина 1/Т 1 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 нефтеводо 5 10 15 20 25 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 оастворяются 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 поровомпространстве исследуемого образца.На фиг. 1 приведен один из возможныхвариантовустановки 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 Си 504, ГеСз и др., или раствор ХаС в сочетании с электродами, выполненными из меди, железа или другого металла или сплава, образующего парамагнитные ионы в процессе электролитического растворения.На фиг. 1 приведен пример практического применения предлагаемого способа для идентификации водной и нефтяной фаз нефтеводонасышенного 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 зу. В связи с этим относительное содержание нефтяной фазы в исследуемом образце составляет 37%, а воды - 63%.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 изобретениязоСпособ определения содержания воды и нефти в водонефтенасыщенных образцах горных пород с номошью 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 релаксацион ной 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 пара- магнитные ионы, например, Соф, Ге+, Сгфз, Сц, и пропускают через образец ток с помощью погруженных в тот же раствор электродов, выполненных из материала, образующего парамагнитные ионы в процессе раство и.и ия.Источники информации, принятые во внимание при экспертизе1. Кобранова В. Н., Ленарская Н. Д. Определение физических свойств горных пород, М., Гостоптехиздат, 1957.2, Патент США3238446,кл. 6 01 И 27/78, 1966.661320 мсек с Те иппов ЦНИИПИ Госудапо делам из1 3035, Москва,илиал П ПП к Патент А юо В б Редактор Б. ПавлЗаказ 2430/39 рствен обрет Ж - 35, э, г. ставитель В. фред О. Луговааж 1089 ого комитетаний и откры Раушская на жгород, ул. СССР йд, 4/5 роектная Корректор Е. Паодписное