Способ определения нефтенасыщенности горных пород по образцам керна

(504 Е 21 В ОРСНОМУ ЕЛЬСТ НЕФТЕНАСЫЩЕ БРАЗЦАМ КЕРНА(57) Изобретение от физическим исследов род и м.б. использо подсчетных параметр рождений, Цель иэоб ние точности и сокр анализа, Определяют нефти, плотность об пористость, Образец петроных поноситсяаниям го вано приов нефтяретенияащение в х место повьппемени массу и плотность о общую щенноазца и е нефтенас ОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССРО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРИТИИ(73) Государственный научно-иссл вательский и проектный институт тяной промышленности "Укргипрони нефть"(56) Кобранова В.Н, и др, Определение петрофиэических характеристик по образцам. - М.: Недра, 1977, с.172- 176.(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ Н НОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД ПО 0 го керна разделяют на две части и анализируют два однородных образца, один иэ которых предварительно экстрагируют от нефти. Затем оба образца постепенно нагревают и одновременно регистрируют кривые потери массы образцов и т-ру их нагрева. Устанавливают максимальную величину т-ры равную концу процесса выгорания нефти. Определяют массу нефти как разницу потерь массы неэкстрагированного и экстрагированного образцов. Максимальную т-ру нагрева образцов устанавливают равной т-ре, при которой происходит стабилизация потери массы неэкстрагированного образца. Одновременно регистрируюткривую изменения ф теплосодержания. Т-ру конца выгорания определяют по сопоставлению кривых. Коэффициент нефтенасьпценности С, определяют расчетным путем, учитывая при этом величину массы нефти, массу образца, его плотность, плотностьнефти.и общую пористость, 2 э.п. ф-лы, 2 ил 1 табл, 1375806Изобретение относится к областипетрофизических исследований горных.пород путем изучения образцов керна,отбираемого иэ буровых скважин, иможет бысть использовано при оценкеподсчетных параметров нефтяных месторождений.Цель изобретения - повышение точ-ности и сокращение времени анализанефтенасыщенности,На фиг.1 и 2 представлены кривыедля неэкстрагированного (естественного) и экстрагированного образцов(кривые 0 ТС скорости потери веса образцов,кривыеТС потеривеса образцов,кривые Т изменения температуры нагрева икривые 0 ТА изменения теплосодержанияобразцов).Кривая РТА отражает процесс выгорания нефтяного материала в образце,характеризующийся тремя наиболее ярковыраженными термоэффектами:экзотермический (250-350 С), связанный с окислением (выгоррнием) нефти; 25эндотермический (360-480 С), связанный с коксообразованием (крекинг),экзотермический (500-800 ОС), связанный с выгоранием кокса,Второй и третий эффекты. зависят от 30количества и свойств нефти. Прн малых значениях коэффициента нефтенасыщенности и невысокой. плотности нефтиони могут не Фиксироваться или весьпроцесс сдвигается в интервал болеенизких температурдо +500 С).Предложенный, способ осуществляютпутем проведения следующих операций.Известным путем определяют массу иплотность нефти, плотность образца и 40его общую пористостьОбразец нефте"насыщенного. керна разделяют на двечасти и анализируют два однородныхобразца, при этом один из них предварительно экстрагируют от нефти, Затем оба образца постепенно нагревают, одновременно регистрируют кривыепотери веса образцов и температурунагрева образцов, максимальную величину которой устанавливают равной кон.цу процесса выгорания нефти, а массу нефти определяют как разницу потерь веса неэкстрагнрованного и экстрагированного образцов. При. этом мак"симальную температуру нагрева образцов устанавливают равной температуре, при которой происходит.стабилизация потери веса неэкстрагированного образца. Кроме того, одновременно регистрируют кривую изменения теплосодержания образца, .при этом температуру конца процессов.выгорання нефти определяют по сопоставлению зарегистрированных кривых. Коэффициент нефте- насыщенности определяют. расчетным путем по известной формуле,.в которую входят величины массы нефти, определенной как разница между потерей веса естественного 1,неэкстрагированного и экстрагированного образцов, масса образца,.его плотность, плотность нефти и коэффициент общей пори- стости.П р и м е р. Из ряда нефтяных скважин были отобраны образцы керна. Каждый образец разделяют на две час"ти. Одну часть экстрагируют от углеводородов в аппарате Сокслета. По. естественному (неэкстрагированному) и экстрагированному образцам снимают термогравитораммы в интервале температур 20-1000 С (фиг, и 2), Навес 5 ка породы составляет 0,8 г, скорость . нагрева 10 С в минуту, Строят кривые: скорости потери веса РТС, потери веса ТС, изменения теплосодержания образца РТА, температуры Т. На кривых ТС и ВТА естественного оба разца в интервале температур 50-500 Срегистрируются потери веса и экзотермический эффект, связанные с выгоранием нефти, На термогравитограмме экстрагированного образца подобные эффекты в укаэанном интервалетемператур не наблюдаются.)В интервале 500-640 С на термогравитограммах естественного и экстрагированного образцов отмечается потеря веса и эндотермический эффект, связанные с выделением конституционной воды из глинистого минерала. При наложении термогравитограмм естественного и экстрагированного образца этот эффект полностью сопоставляется, Разница ш, на термогравитограммах. наблюдается только в интервале температур 50-500 С за счет наличия в естественном образце нефти и по кривым потери веса ТО составляет 11,0 мг, что по отношению к навеске породы составляет 1,373.В отдельном опыте известным путем определяют плотность образца % ), плотность нефти (о ) и общую лорис" тость 1;), массу образца (тп).Ко эффициент нефтенасыщенно стирассчитывают по формулеК щ - - е 100 ,ш Бе 1о й 1 пВ таблице. приведены результаты сравнительных испытаний, Для получения сравнительных данных параллельно проводилось определение нефтенасы-.0 щенности по известному способу - от- гонкой в аппарате Закса,.Из таблицы видно,.что при определении коэффициента нефтенасыщения по известному способу результаты получались часто либо завышенными за счет механических процессов: откола песчинок, вымывания глины, либо заниженными за счет плохой отмывки образца. В предложенном способе механических потерь не происходит и нефтяной ма-. териал выгорает полностью.Использование предлагаемого способа определения коэффициента нефтенасьпценности обеспечивает по сравнению с известным способом увеличение точности определения коэффициента неф. тенасыщенности (К), что особенно важно при подсчете запасов месторождения, так как 1 с входит в основные подсчетные параметры, и повышение производительности труда, так как на определение 1; одного образца.известным способом отгонки уходит от 2 до 21 сут, а на определение 1 д по предлагаемому способу уходит 5 ч, незави симо от степени насыщенности образца и физических свойств нефти,Формула изобретения1, Способ определения нефтенасыщенности горныхпород по образцам керна, включающип анализ образцов путем определения массы и плотности нефти, определения плотности образца и его общей пористости, о т л и ч а ющ и й с я тем, что, с целью повышения точности и сокращения времени анализа, анализируют два однородных образца, при этом один иэ них предварительно экстрагируют от нефти, затем оба образца постепенно нагревают, одновременно регистрируют кривые потери веса образцов и температуру их нагрева, максимальную величину которой устанавливают равной концу процесса выгорания нефти, а массу нефти определяют как разницу потерь веса неэкстрагированного и экстрагированного образцов. 2. Способ по.п.1, о т л и ч а ющ и й с я тем, что максимальную температуру нагрева образцов устанавливают равной температуре, при которой происходит стабилизация потери веса неэкстрагированного.образца,3. Способ по п.1, о т л и ч аю щ и й с я тем, что, с целью определения температуры конца процессов выгорания нефти, одновременно регистрируют кривую изменения теплосодер жания образца, при этдм указанную тем" пературу определяют по сопоставлению зарегистрированных кривых.сО Со СЧ 01 лЛ а . а Д Ю СЧ ф л о о о оф ф ф фю аалл о о о о о ф ф ф Й,СЬ л л л о о о со О ЛО л лл СЧ СЧл 40 ОО СЧ СЧ ЬОСЧ . СЧч Ге Х Х ц СЧ ФС ОХЩИ АО СР Х О Сс, О о1 л ) л СЧ СЧ л л л М О м