Способ определения остаточной нефтенасыщенности

описднии Союз СоветскихСоциалистическихРеспублик и 92 ВИДЕ ТЕЛЬСТВУ 1) Дополнительное к авт. свнд-ву2) Заявлено 26. 06. 80 (21) 294присоединением заявки РЙ23)ПриоритетОпубликовано 15.05.82. Бюл 3С О 1 Ч 9/00//6 01 М 24/08 1/18-25 вударстваинан качи СССРденем изебрет 5 З) ДК 539.143 .43:550.837 (088.8) нь РЙ ткрытнй Дата опубликования описания 17.05.82 ян С.А. Султановь.В. Карпова, Л.Г. П и Ю,С, Шимелевич 2) Авторы изобретен Нерети есоюзнь научно-,иссл геофизики и(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНО НЕФТЕНАСЫЦЕННОСТИтреризесетодов добИзвестен очной нефт а заводнен недостаточно тм, что относиды и нефти в обуровом раств не соответству проникновения является реализации ным. Это с вязано с т держание в обранных н ой основе, вследстви тельное с разцах, о ре на вод пластовом овиях ществляют отобранны Изобретение относится к геофизическим методам разведки иможет 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 нет извлекаемой нефтью, Величина остаточной нефтенасыщенности Квостнеобходима на этапе, разведки для оценки извлекаемых з асов нефти, а на этапе разработки месторождений - для оперативного контроля за разработкой и оценки экономической эффективности третичных чи .способ определения остаенасыщенности, основанный и образцов в лабораторных котором заводнение осуакернах длиной 1-2 м, а буровых растворах, соательский институт ядернойхимии храняющих свойства поверхности отби ,раемой породы 1.Известный способ доступен только для малого числа скважин, так как бует специальных условий отбора ке на и является недостаточно точным за трудностей, связанных с установл нием истинных условий начальной насыщенности.Наиболее близким к изобретению т ническим решением является способ о ределения остаточной нефтенасыщенно ти, заключающийся в отборе керна на водном буровом растворе и определен относительного содержания воды и не ти в керн путем его экстрагирования 2.Известный способ, хотя и прост вфильтрата 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 1 о не дают возможности одновременно с количеством оценить вязкость остаточной нефти, что весьма важно при проектировании третичных методов добычи.Цель изобретения - повышение точ з ности измерения и расширение Функциональных возможностей путем определения 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- И 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 электро- химической обработки и в сочетании с ней,определяют остаточную нефтенасыщенность по измеренным значениям продольных времен релаксаций указан ных кернов и,вязкость остаточной нефти по корреляционной зависимости времени продольной. релаксации нефти от его вязкости.Сущность предлагаемого способа.за-ключается в следующем.При исследовании образцов керна из ряда месторождений методом ядерного магнитного резонанса в сочетании с электрохимической обработкой, по- О ,зволяющим изучать свойства воды и неф ти непосредственно в пористой среде, установлено, что для каждого месторождения времена продольной релаксации остаточной неФти Г ост),меньше, 55 чем времена продольной релаксации извлеченной нефти и длинноживущей фазы нефти в нефтяной части разреза, а диапазон изменения значения Т в преде 1 н.Остлах одного месторождения оцень 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 1 ЯМР) в сочетании с электрохимической обработкой определяют время продольной релаксации остаточной нефти Тосткак ее характеристический параметр. Затеи отбирают керн в нефтяной части залежи на нефильтрут Ищемся буровом растворе (нефтеэмульсионном или известковобитумном), когда относительное содержание воды и нефти не нарушается и методом ЯМР в сочетании с электрохимической обработкойопределяют содержание остаточной нефти как содержание углеводородной Фазы,характеризующейся временем продольнойрелаксации, ра-.ным Т 1.Параметр Ъвав ряде случаев можетбыть определен и при отборе керна наводном буровом растворе в промытойзоне нефтяной части пласта,Так как время продольной релаксации нефти в породе и в неограниченномобъеме обычно мало различается, наосновании найденного значения времени продольной релаксации остаточнойнефти Т может быть оценена ее вязкость М с помощью известной корреляционной зависимости Т= 14),Предлагаемый способ осуществляется в следующей последовательностиопераций. Отбирают керн У 1 на водномбуровом 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 данного9282 90 6остаточной 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 Т .Отбирают керн У 2на нефтеэмульсионном (или известковобитумном) буровом растворе из нефтяной части залежи. Иетодом ядерногомагнитного резонанса в сочетании с 5электрохимической обработкой определяют время продольной релаксацииостаточной нефти и остаточную нефтенасыщенность, как содержание нефтянойфазы в этом керне со временем продоль вной релаксации равным ранее определенному времени продольной релаксации Метод использования способа на одном из месторождений Татарии приведен в таблице. ВГ пп Время измерения Данные образца Релаксационные параметры Т Рд, Т 1, Р, Т 1, Ркмс 4 мс Ф мс 4 До ЭХО 230 37 60 63 Обводненнаячасть залежи,водный буровойраствор 60 29 2 71 После ЭХО 2 Нефтяная часть До ЭХО 250 100залежи, эмульсионный буровой После ЭХО 220 21 52 ч 2 2 37раствор Данные анализа образцов при вует воде, фазы со временами релаксации 220 и 52 мс, не изменяющиесяв процессе обработки, соответствуютнефти. Т и Тк - времена продольной релаксации длинноживущей и короткоживущей Фаз; Рд и Рк - относительное содержаниеэтих фаз. Из сравнения данных образцов 1 и 2следует, что фаза 52 мс = Т 1 =60 мссоответствует остаточной нефти, а еесодержание - 123 представляет собойпрогнозное значение остаточной нефтенасыщенности для данного пласта. Образец 1. Фаза со временем релак сации 60 мс, не изменившимся после4 О электрохимической обработки ЭХО, соответствует остаточной нефти, а фаза,. имевшая до ЭХО Тд= 230 мс, а после ЭХО - 2 мс, является водой,т.е. Тюг=60 мс. Так как образец хранился в парафине, то в процессе консервации45 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 10 до 70 неФти остается в пласте после заводнения. Снижение остаточной нефтенасыщенности даже на 13 приводит к значительной экономии при добыче нефти. Кроме то го, 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, время релаксации которой после ЭХО сравнялось со временем релаксации обрабатывающего раствора - 2 мс, соответстСпособ 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 щ и й с я тем, что, с целью повыщения точности измерения и расширения функциональных возиожнос о тей путем определения вязкости остаточной нефти, определяют дважды время продольной релаксации с помощью ядерного магнитного резонанса ( ЯМР) остаточной нефти керна без электро- химической обработки и в сочетании с ней осуществляют отбор дополнитель/ного керна на нефтеэмульсионном или известковобитумном буровом растворе в нефтяной части залежи, опоеделяют 20 дважды время продольной релаксации 90 8помощью 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 покорреляционной зависимости временипродольной релаксации нефти от еевязкости.Источники информации,принятые во внимание при экспертизе1. КайЬпе 11,3.,3. ей а 11. Йезегчо 1 гиайегГ 1 оод Йез 1 дца 011 ЬайцгаТ 1 опагою 1.аЬога 1 огу Тезиз, ,1 огпа 1 оГРейго 1 ецв ТесЬпо 1 ояу. 1973 й 2,р 175.2, Определение нефтефизических характерйстик по образцам. Под ред.Дахнова В.Н. М., "Недра", 1977, с.172175 (прототип).Составитель В, МайорщинРедактор Т. Парфенова Техреду М, Надь Корректор М. ДемчикЗаказ 3232/58 Тираж 719 ПодписноеВНИИПИ Государственного комитета СССРпо делам изобретений и открытий113035, Москва, )(-35 Раущская наб. д, 4/Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул, Проектная,