СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕ- И ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ОБРАЗЦОВ ГОРНЫХ ПОРОД Российский патент 2001 года по МПК G01N24/08 

Изобретение относится к области исследования нефте- и водосодержания неэкстрагированных образцов пород-коллекторов методом импульсного протонного ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и предназначается для оценки кондиционных параметров пород-коллекторов по керну при подсчете запасов нефти и газа, оперативном контроле за разработкой нефтяных месторождений и определении эффективности различных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Известен способ определения количества нефти и воды в нефтеводонасыщенных образцах горных пород, согласно которому методом ЯМР для идентификации фаз измеряют амплитуду сигнала жидкостей в поровом объеме образца при двух температурах: вначале - при комнатной, а затем - при температуре замерзания поровой воды (около -30^oC). По разности этих амплитуд сигналов определяют количество нефти и воды в образце горной породы (см., например, Захарченко Т. А. "Ядерная магнитная релаксация протонов воды, водных растворов солей и углеводородов в пористых средах с малой удельной поверхностью". Диссертация на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук. - г.Казань.-КГУ.-1981 г.).

Указанный способ основан на свойстве уменьшения сигнала ЯМР от молекул воды при изменении ее фазового состояния из жидкого в твердое.

Однако указанный способ не обеспечивает достаточной точности определения содержания воды и нефти в поровом пространстве. Это происходит по следующим причинам.

Во-первых, как показывают эксперименты, амплитуда сигнала от нефти функционально зависит от температуры во всем диапазоне как положительных, так и отрицательных температур, причем, для каждой нефти по своему закону. Отсюда амплитуда от нефти при разных температурах не отражает один и тот же объем нефти. Это приводит к ошибке определения нефтенасыщенности, которая достигает 15% и более.

Во-вторых, суммарное количество воды и нефти в образце, определяемое с помощью эталонов, будет верным лишь тогда, когда объемная концентрация водорода в воде и нефти будет одинаковой. Практически это условие никогда не выполняется, так как углеводородный состав нефтей различных месторождений индивидуален и не описывается в аналитическом виде какой-либо формулой.

Таким образом, описываемый способ обладает большой ошибкой и существенно искажает истинное содержание флюидов в породе.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ определения количества нефти и воды в нефтеводонасыщенных образцах горных пород (см., например, авторское свидетельство СССР N 1436637, кл. G 01 N 24/08, от 10.07.86 г.), согласно которому методом ЯМР измеряют суммарное количество жидкостей в образце посредством сравнения измерений амплитуды сигнала образца с измеренной амплитудой сигнала от эталона, помещение образца в дейтерированную воду и определение количества нефти в образце путем сравнения с амплитудой сигнала от эталона, в качестве которого используют либо раствор обычной воды в дейтерированной воде, либо раствор нефти в четыреххлористом углероде, идентичной нефти, содержащейся в образце. Для уменьшения ошибки за счет разной концентрации водорода в известном способе используют также калибровочный коэффициент, равный произведению отношения амплитуд сигналов от равных объемов нефти и воды на отношение плотностей этих жидкостей.

Так как в этом способе нет операции замораживания, как в аналоге, то и ошибка, связанная с температурным фактором, полностью исключается. Идентификация амплитуды сигнала от нефти на фоне суммарного сигнала от жидкости производится за счет операции замещения молекул обычной воды молекулами тяжелой воды, которые обладают иными ядерно-магнитными свойствами и не резонируют при возбуждении на частоте протонов. В результате такой частотной селекции при измерении амплитуды сигнала ЯМР сигнал от объема воды не появляется и наблюдается только сигнал от протонов нефти.

Однако в указанном известном способе не обеспечивается высокая точность определения содержания нефти и воды в горных породах. Объясняется это следующим.

Проведение количественных анализов с применением метода ЯМР основано на измерении суммарной амплитуды сигнала, пропорциональной количеству атомов водорода - протонов, находящихся в объеме исследуемой жидкости, например воде, нефти, битуме. При этом, чем больше объемная концентрация водорода в веществе, тем больше сигнал ЯМР, который измеряется, например, в милливольтах (1 мВ = 10^-3 В). Концентрация водорода в воде составляет всегда 11.19%. Для широкого круга нефтей эта величина непостоянна и изменяется от 8 до 14% в жидких нефтях. В битумах эта величина может снижаться до 5-6%, что, естественно, требует введения поправочных коэффициентов, если количество нефти находится через сравнение концентрации протонов в нефти и в эталоне, как в известном способе. При этом во всех случаях подчеркивается, что комплексный калибровочный коэффициент рассчитывается для проб нефти в большом объеме (в пробирке), но идентичной той, которая находится в поровом микрообъеме реальных неэкстрагированных горных пород. Таким образом, для каждого образца необходима дополнительная информация по свойствам нефти, идентичной природной.

Однако практика показывает, что только в некоторых частных случаях, например модельных образцах, можно пользоваться таким приближением. Дело в том, что нефть в поровом пространстве реальных пород всегда характеризуется особыми аномальными физическими свойствами вследствие сильного взаимодействия молекул нефти с поверхностью твердого скелета пород. В целом свойства нефти зависят от характеристик горных пород, в частности от размера пор и поровых каналов. Дополнительно эти свойства также зависят от технологии и степени вытеснения нефти из пор. Например, промытые водой участки нефтяного пласта содержат остаточную нефть в количестве 12-35% от порового объема, обогащенную тяжелыми компонентами нефти (асфальтенами и смолами), которые существенно отличаются по концентрации водорода (на 2-5%) и плотности (на 0.02-0.1 г/см³) от поверхностных проб нефти. Следовательно, при измерениях указанным известным способом всегда будет иметься неконтролируемая ошибка, связанная с неизвестными свойствами реальной нефти в порах.

Во-вторых, в известном способе утверждается, что при использовании водяного весового эталона определяется истинное количество воды в образце, что не совсем верно. По умолчанию во всех случаях в известном способе речь идет об оценке веса воды без солей, то есть пресной воды. В общем случае амплитуда сигнала ЯМР не чувствительна к минерализации и характеризует только протоны воды или объем пресной воды. В реальных нефтеводонасыщенных кернах пластовая вода всегда минерализована за счет растворенных солей (в основном хлористого натрия - NaCl), количество которых изменяется на разных месторождениях от 0.1 до 26% весовых (1-260 г/л). Отсюда определение веса воды в породе по известному способу без учета минерализации приводит к ошибке, достигающей 20% отн. и более.

В-третьих, в известном способе определяются абсолютные веса нефти и воды в граммах или миллиграммах, которые на практике никогда не используются. В нефтедобыче начальная, текущая или остаточная флюидонасыщенность рассчитывается в относительных единицах (д. ед.), то есть в пересчете к величине порового объема. В известном способе, например, при исследовании неэкстрагированного керна создаются серьезные дополнительные трудности (необходимо прежде определить коэффициент пористости и реальную плотность нефти и воды) при пересчете абсолютных единиц в относительные, что является существенным недостатком в плане широкого практического внедрения известного способа в лабораторную практику.

В-четвертых, в случае нахождения в поровом пространстве горных пород трех гетерогенных фаз, например воды, жидкой нефти и вязкого битума, известный способ не позволяет определять их количественный состав, так как здесь необходимо вводить поправочные коэффициенты уже и для воды, и для нефти, и для битума.

Таким образом, известный способ не гарантирует высокой точности проведения измерений в реальных нефтеводонасыщенных породах в принципе, а в частности, величина ошибки определения отдельно для воды и нефти может превышать 20%, что недопустимо на практике.

Целью настоящего изобретения является повышение точности определения количества нефти и воды с любой концентрацией водорода в нефти, и с любой минерализацией воды, и с любым соотношением поровых флюидов в горных породах.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе определения нефте- и водонасыщенности образцов горных пород, включающий последовательное помещение нефтеводонасыщенного образца в дейтерированную воду (D₂O), выдерживание его до полного замещения содержащейся в образце воды на дейтерированную, измерение амплитуды сигнала ЯМР от нефти в образце с дейтерированной водой и установление по математическим формулам показателя нефте- и водонасыщенности образца, новым является то, что перед помещением нефтеводонасыщенного образца в D₂O измеряют его вес, а после измерения амплитуды сигнала ЯМР от нефти в образце с D₂O помещают этот образец в дистиллированную воду до полного замещения дейтерированной воды на дистиллированную и стабилизации веса насыщенного образца, измеряют вес образца с дистиллированной водой, измеряют амплитуду сигнала от образца с дистиллированной водой, производят высушивание образца горной породы при температуре испарения воды из образца с периодическим измерением текущей амплитуды сигнала и сравнением ее с амплитудой от образца с дейтерированной водой, а высушивание ведут до достижения величины отношения этих амплитуд, равной (0.7-0.8) ед., затем насыщают образец керосином и выдерживают его до стабилизации веса образца с керосином, измеряют вес образца с керосином, измеряют амплитуду сигнала от образца с керосином, а количество воды и нефти в образце определяют по формулам:
P_в= α_в•(A_н+в-A_н)•ρ_в.д.+P_исх-P_н+в,

K_в = α_в•(A_н+в-A_н)/α_к•A_к,
K_н = (1-K_в),
где P_в, P_н - вес воды и нефти в горной породе, г;
К_в, К_н - объемное количество воды и нефти в образце горной породы, д.е.;
А_н+в - амплитуда сигнала от образца с дистиллированной водой, мВ;
А_н - амплитуда сигнала от образца с дейтерированной водой, мВ;
А_к - амплитуда сигнала от образца с керосином;
Р_исх - вес исходного нефтеводонасыщенного образца, г;
Р_н+в - вес образца с дистиллированной водой, г;
Р_к - вес образца с керосином, г;
ρ_в.д. - плотность дистиллированной водой, равная 1.00 г/см³;
ρ_к - плотность керосина, равная 0.785 г/см³;
α_в,α_к - постоянные градуировки прибора для дистиллированной воды и керосина, см³/мВ.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известны способы определения нефте - и водонасыщенности образцов горных пород импульсным методом ядерного магнитного резонанса, включающие совокупность указанных выше признаков, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "новизна".

Достижение поставленной цели обеспечивается благодаря следующему.

Первое, основное и существенное отличие заявляемого способа от известного заключается в том, что в процессе измерений не ставится цель как можно точнее учесть разницу в объемной концентрации водорода в нефти и воде. Несмотря на схожесть двух операций в предлагаемом и известном по прототипу способах - помещение образца в D₂O и измерение амплитуды сигнала от нефти в образце с дейтерированной водой, суть нового способа совершенно иная, а именно: в каждом исследуемом образце с исходной нефтью и минерализованной водой поэтапно создаются стандартные экспериментальные условия, которые воспроизводятся при любых количествах фаз и соотношениях поровых флюидов и обеспечивают в итоге контролируемый уровень суммарной ошибки, зависящей только от точности измерения объемов двух известных типов стандартных жидкостей - дистиллированной воды и керосина.

Второе отличие: в заявляемом способе при измерениях не используются эталонные образцы (водяные или нефтяные), как в прототипе, поэтому полностью исключаются ошибки, связанные с дополнительными измерениями эталонов, а также с субъективными эмпирическими моментами по выбору типа эталона и соответствующей расчетной формулы, как в известном способе.

Третье отличие: в заявляемом способе не используется дополнительный калибровочный коэффициент в виде произведения отношения амплитуд сигналов от равных объемов нефти и воды на отношение плотностей этих жидкостей. Следовательно, полностью исключается ошибка за счет неэквивалентных свойств (концентрации водорода и плотности) поровых жидкостей и внешних проб нефти и воды. Поэтому при анализах, кроме исследуемого образца, не требуется иметь в наличии и проводить измерения на дополнительных внешних пробах нефти и воды, что существенно упрощает предлагаемый способ и делает его более экономичным.

Заявляемый способ особенно эффективен при разведочном бурении новых нефтеносных площадей, не обеспеченных в полном объеме достоверными пробами нефти и воды, а также информацией по физическим свойствам пластовых жидкостей.

Четвертое отличие: в заявляемом способе количественные измерения методом ЯМР проводятся с использованием градуировочного графика (как делается в большинстве геофизических методов, например ядерно-магнитном каротаже, нейтронном гамма-каротаже и др.), который, в частности, устанавливает взаимосвязь двух физических параметров: амплитуды (в мВ) сигнала ЯМР - "А" с соответствующей величиной (в см³) абсолютного объема - "V" (а не веса, как в прототипе) стандартной гомогенной термостатированной водородсодержащей жидкости - дистиллированной воды (индекс "в") или керосина (индекс "к"), описываемую формулой (1):
V_в(к)= α_в(к)•A_в(к) (1)
Коэффициент пропорциональности ″α_в(к)″, иначе "постоянная градуировки прибора" (в дальнейшем просто "постоянная прибора") для данной жидкости, определяется один раз для всей серии экспериментов. Расчет α_в(к) проводится с использованием нескольких, например 3-5 градуировочных образцов, представляющих обычные образцы пород с известным объемом насыщенной стандартной жидкости. Главная особенность ЯМР-измерений по новому способу - аппаратурные параметры настройки спектрометра, от которых зависит постоянная прибора α, остаются неизменными в процессе измерения амплитуд сигналов от жидкости в образце породы при замещении исходной поровой воды различными типами вод - дейтерированной и дистиллированной. Это условие позволяет достаточно просто и надежно определять истинный объем воды без использования эталонов и введения таких неоднозначных понятий, как "кажущийся" вес нефти в поровом пространстве, что имеет место в известном по прототипу способе.

Физические основы заявляемого способа следующие.

На первом этапе предлагаемого способа определяется истинное количество воды в порах с учетом ее возможной минерализации. Для этого в первой операции фиксируется полный исходный вес нефтеводонасыщенного образца (Р_исх)" который включает вес твердого скелета (Р_ск), вес нефти и (или) битума (Р_н), вес воды (Р_в) и вес растворенных солей (Р_с). Отсюда для определения абсолютного веса нефти необходимо определить все остальные слагаемые, то есть вес воды, вес соли и скелета.

Вторая и третья операции по замещению исходной воды на дейтерированную и измерение амплитуды сигнала от нефти А_н аналогичны операциям по прототипу, с той лишь существенной разницей, что полученная при неизменных аппаратурных условиях величина амплитуды сигнала в дальнейшем не требует сравнения с чем-либо, например с амплитудой сигнала от нефтяного или водяного эталонов для пересчета в вес нефти, как в известном способе.

Следующая новая операция заключается в помещении образца с дейтерированной водой в дистиллированную воду с целью обеспечения стандартных условий в каждом образце. Эта операция позволяет определить вес и объем поровой воды с учетом ее исходной минерализации. После помещения нефтеводонасыщенного образца в дистиллированную воду начинается процесс однонаправленной диффузии ионов солей, который зависит только от разности (градиента) концентраций соли в образце и чистой воде. При длительном хранении образца в исходной пластовой воде такого процесса не происходит, т.к. здесь отсутствует разность концентраций между внешней и поровой водой. Фактически процесс вымывания солей начинается уже после помещения образца в дейтерированную воду, однако остаточная минерализация, которая, например, имеется на момент измерения амплитуды сигнала от нефти, не влияет на показания, так как ионы соли сосредоточены только в объеме воды и с нефтью не контактируют.

В конечном итоге, ионы солей диффундируют из горной породы в окружающий объем дистиллированной воды и происходит обессоливание объема пор, занятого водой. Окончание процесса вымывания солей определяют по достижению постоянного веса насыщенного образца. Таким образом, разница исходного веса (Р_исх) и веса образца после выдержки в дистиллированной воде (Р_н+в) дает суммарный вес солей, находившихся в исходной воде. Учет минерализации полностью устраняет ошибку при определении веса исходной воды в образце, чего нет в известном способе.

Полный (истинный) вес минерализованной воды в образце будет складываться из веса чистой дистиллированной воды (Р_в.д.), равной произведению плотности (ρ_в.д.) на объем (V_в.д.) воды, и веса вымытой соли (Р_c) по формуле:

Следует добавить, что расчет веса соли на стадии замещения образца дейтерированной водой в принципе невозможен по причине появления ошибки в весах, связанной с малым, но все-таки отличием плотностей обычной и дейтерированной воды. При равных объемах жидкостей дейтерированная вода будет весить всегда больше, чем обычная вода.

Для определения объема воды по формуле (2) используют амплитуду сигнала от образца с дистиллированной водой и величину амплитуды от образца с дейтерированной водой. В первом случае сигнал ЯМР формируется из суммарного вклада протонов, относящихся к объемам воды и нефти А_н+в = А_н + А_в. Во втором случае сигнал ЯМР от воды за счет частотной селекции искусственно подавляется и, соответственно, при измерениях наблюдается только амплитуда сигнала от протонов нефти А_н. Если обе указанные амплитуды А_н+в и А_н измеряются при одинаковых неизменных аппаратурных условиях, то есть с одной постоянной прибора α, их разность дает нам величину абсолютной амплитуды от протонов воды:

В общем случае амплитуда сигнала от нефти Ан может принадлежать нескольким (двум и более) объемным фазам углеводородов, например жидкой нефти и более вязкому битуму, но это абсолютно не влияет на конечный результат при определении объема воды. Истинный объем воды определяется как произведение разности амплитуд сигнала на постоянную прибора для дистиллированной воды:
V_в.д.= α_в•A_в = α_в(A_н+в-A_н) (3)
Подставляя (3) в (2) для определения веса воды в образце, получаем конечную формулу:
P_в = ρ_в.д.•α_в•(A_н+в-A_н)+P_исх -P_н+в (4)
Для определения объемного количества воды (коэффициента водонасыщенности) в горной породе необходимо знать объем пор неэкстрагированного образца. Эта задача решена в следующих новых операциях предлагаемого способа.

В связи с тем, что нефть и вода всегда отличаются по объемной концентрации водорода, суммарный сигнал ЯМР от исходной гетерогенной жидкости в образце не может характеризовать истинную величину порового объема. Это возможно лишь в том случае, когда поровый объем заполнен какой-то одной гомогенной жидкостью с известной концентрацией водорода. В качестве последней наиболее часто, например по ГОСТу 26450.1-85, при определении коллекторских свойств пород используется керосин, обладающий высокой проникающей способностью при насыщении пор и микрокапилляров в образце, а также высокой растворяющей способностью по отношению к нефтяным углеводородам. Однако диффузионного замещения воды в порах образца керосином никогда не происходит по причине различного химического состава и отсутствия взаиморастворимости этих жидкостей. Как показали эксперименты, керосин может проникать в поры и насыщать образец горной породы лишь в том случае, когда в нем нет воды. Поэтому для удаления воды из пор предложен метод высушивания образцов при температуре испарения воды из горной породы. В процессе такой операции обязательно необходим критерий обработки, так как в противном случае при длительном прогреве из образца начнет интенсивно испаряться как вода, так и нефть, и полная растворимость остаточной нефти и керосина будет существенно затруднена и станет более длительной и неопределенной по времени. В частном случае, деструкция нефти при термообработке может препятствовать полному растворению нефти в керосине, что приведет к ошибке при определении объема пор и, следовательно, коэффициентов нефте- и водонасыщенности пород. Таким образом, задача заключается в том, чтобы удалить всю воду и одновременно не изменить, по возможности, свойства нефти.

В качестве естественного количественного критерия высушивания, на первый взгляд, можно было бы использовать амплитуду сигнала от нефти А_н в образце с дейтерированной водой. Но, как показывает опыт, в общем случае, при сушке до величины текущей амплитуды, равной, например, амплитуде сигнала от нефти, нет гарантии того, что в порах будет полностью отсутствовать вода. При высушивании образца вместе с водой может происходить испарение легких, наиболее летучих фракций нефти, что нарушит равенство (и, соответственно, точность критерия) между амплитудой сигнала от нефти до удаления воды (образец с D₂O) и остаточной нефти (после высушивания). Следовательно, в этом случае граничная амплитуда при высушивании образца, эквивалентная сигналу от нефти А_н, будет включать, кроме остаточной нефти, и некоторое неконтролируемое количество воды, не испарившейся из образца. Отсюда амплитуда от нефти А_н не может использоваться в качестве критерия полного удаления воды из образца.

Поэтому необходимо было опытным путем установить точную границу контролируемого ЯМР-параметра, после которой образец будет полностью обезвожен, но при этом нефть сохранила бы свои характеристики, в частности растворимость в керосине.

Как было получено неожиданно и впервые нами в специальных опытах, вода полностью испаряется из нефтеводонасыщенного образца по достижению величины отношения текущей амплитуды сигнала от образца с дистиллированной водой к амплитуде от образца с дейтерированной водой, равной А_тА_н= (0.7-0.8) ед. Это граничное условие получено из данных серии экспериментов, в которых поэтапно проводилось предложенное высушивание образцов от воды с контролем процесса по величине текущей амплитуды сигнала ЯМР.

После каждой ступени высушивания количество текущей оставшейся воды определяли дополнительным помещением образца в дейтерированную воду (D₂O). Эксперименты продолжали до той ступени, после которой уже не изменялась амплитуда сигнала после D₂O. Дело в том, что только оставшиеся в порах молекулы воды могут взаимодействовать с дейтерированной водой и приводить к уменьшению амплитуды сигнала за счет обмена с обычной водой. Таким образом, установленное равновесие амплитуды сигнала после высушивания и очередного помещения образца в D₂O отражает факт полного удаления воды из горной породы.

Было установлено, что в интервале отношения текущей амплитуды к амплитуде от нефти 0.7-0.8 ед. количество воды в образце уменьшается до нуля и, соответственно, уже не препятствует в дальнейшем проникновению керосина в породу.

После операции высушивания образец насыщается керосином, который попадает в поровое пространство и взаимодействует с молекулами нефти. Процесс растворения хорошо наблюдается визуально по изменению окраски бесцветного керосина в емкости с образцом. Через некоторое время выдержки происходит полное диффузионное замещение керосином нефти в поровом пространстве, что контролируется по постоянному весу образца с керосином, который во всех случаях меньше начального за счет разности плотностей исходной нефти и керосина. Далее проводится новая операция измерения амплитуды сигнала от образца с керосином А_к со своей постоянной прибора α_к. Объем керосина V_к, эквивалентный полному объему порового пространства V_п образца, определяется по формуле:
V_к = V_п = α_к•A_к(5)
Объемное количество воды (коэффициент водонасыщенности) в горной породе с учетом (3) определяется по формуле:
K_В = V_д.в./V_п = α_в•(A_н+в-A_н)/α_к•A_к (6)
Весовое количество нефти в образце определяется с учетом веса воды и веса скелета образца по формуле:
Р_н=Р_н+в-Р_в.д.-Р_ск. (7)
Вес твердого скелета образца находится как разность между весом образца с керосином и весом керосина в порах ρ_к•V_к (ρ_к - плотность керосина):
P_ск = P_к-ρ_к•α_к•A_к. (8)
Подставляя (8) в (7) и с учетом веса дистиллированной воды (ρ_в.д. - плотность дистиллированной воды), получаем конечную формулу для определения веса нефти в образце:
P_н = P_н+в-ρ_в.д.•α_в•(A_н+в-A_н)-P_к+ρ_к•α_к•A_к (9).

Объемное количество нефти (коэффициент нефтенасыщенности) в образце определяется с учетом коэффициента водонасыщенности К_в по формуле:.

K_н=V_н/V_п=((V_п-V_в)/ V_п=1-К_в (10)
Дополнительным отличительным признаком в заявляемом способе является учет фактора температуры. Как уже отмечалось выше, амплитуда сигнала ЯМР реальных нефтей с различными физическими свойствами функционально уменьшается с ростом температуры жидкости. Это является источником дополнительной ошибки, которая снижает точность количественных анализов. Для ряда нефтей, как показали наши исследования, температурный градиент амплитуды сигнала изменяется в широких пределах от 0.844 до 1.650 мВ•град^-1. На практике это приводит к тому, что, например, при нестабильности температуры в 2-3 градуса, дополнительная ошибка амплитудных измерений увеличится на 1,5%. С целью полного исключения такой ошибки амплитуду сигнала от образца с дейтерированной и дистиллированной водой и керосином необходимо измерять всегда при постоянной температуре образца с жидкостью.

Ни один из указанных выше признаков в предлагаемом способе нельзя исключить или заменить на другой, иначе не будет достигнуто указанное в цели изобретения новое техническое свойство.

Вышеизложенное позволяет сделать вывод о том, что заявляемый способ определения нефте- и водонасыщенности образцов горных пород соответствует критерию " изобретательский уровень".

Предлагаемый способ характеризуется чертежом, где приведен экспериментальный график зависимости изменения относительного количества воды в образце горной породы от отношения текущей амплитуды к амплитуде сигнала от нефти в процессе высушивания образца от воды. Из чертежа видно, что в интервале отношения текущей амплитуды к амплитуде нефти 0.7-0.8 ед., количество воды в образце уменьшается до нуля и, соответственно, уже не препятствует в дальнейшем проникновению керосина в породу, что определяет высокую точность предлагаемого способа.

В качестве доказательства высокой точности заявляемого способа ниже проведены расчеты по оценке инструментальной погрешности определения нефте- и водонасыщенности в соответствии с предлагаемыми формулами. Для абсолютного веса воды по формуле (4) погрешность измеряемого параметра равна сумме погрешностей величин, входящих в расчетную формулу:

Соответственно, погрешность для определения веса нефти по формуле (9):

Аналогично для относительной погрешности определения объемного количества воды по формуле (6) имеем:

По нефти погрешность будет такой же, как для воды в соответствии с (10). Отсюда видно, что заявляемый способ помимо положительных качественных признаков, описанных выше, обеспечивает также достаточно высокую точность лабораторных анализов, которая, в частности, удовлетворяет требованиям имеющихся ОСТов по определению свойств горных пород и насыщающих их флюидов.

Для осуществления заявляемого способа в лабораторных условиях производят следующие операции в нижеуказанной последовательности:
- измеряют вес исходного нефтеводонасыщенного образца,
- помещают образец в дейтерированную воду и выдерживают его до полного замещения содержащейся воды на дейтерированную,
- измеряют амплитуду сигнала в образце с дейтерированной водой,
- помещают образец с дейтерированной водой в дистиллированную воду до полного замещения дейтерированной воды на дистиллированную и стабилизации веса насыщенного образца,
- измеряют вес образца с дистиллированной водой,
- измеряют амплитуду сигнала от образца с дистиллированной водой,
- проводят высушивание образца при температуре испарения воды из горной породы до достижения величины отношения текущей амплитуды к амплитуде от образца с дейтерированной водой, равной 0.7-0.8 ед.,
- насыщают образец керосином и выдерживают его до стабилизации веса образца с керосином,
- измеряют вес образца с керосином,
- измеряют амплитуду сигнала от образца с керосином
и количество нефти и воды определяют по соответствующим формулам.

Для осуществления заявляемого способа были использованы нефтеводонасыщенные образцы горных пород, а также следующие вещества и оборудование:
- образцы терригенных и карбонатных пород цилиндрической формы диаметром 10 мм и длиной 20 мм;
- вода дистиллированная (H₂О) по ГОСТ 6907-72;
- вода дейтерированная (D₂O) перегнанная, обогащенная до 99.9%;
- керосин - углеводородная жидкость, бесцветная, прозрачная, плотность не более 0.84 г/см³ по ГОСТ 4753-68;
- бумага фильтровальная по ГОСТ 12026-76;
- аналитические весы ВЛА-200М по ГОСТ 24104-80;
- импульсный протонный ЯМР-спектрометр "МИНИСПЕК -Р20" фирмы Bruker (Германия) с рабочей частотой 20 МГц, оснащенный системой термостабилизации измерительного датчика;
- градуировочные образцы горных пород с известным объемным содержанием дистиллированной воды и керосина;
- установка для вакуумирования и насыщения образцов горных пород жидкостью.

Пример осуществления заявляемого способа
Образцы нефтеводонасыщенного керна (именуемые в дальнейшем СКО) были отобраны сверлящим керноотборником СКМ-8-9 из трех скважин различных месторождений Пермской области. Проходка скважин в нефтеносных горизонтах осуществлялась на обычном водном глинистом растворе, что обусловило наличие в образцах горных пород за счет промывки породы различных объемов нефти и воды.

Для анализов были взяты 10 нефтеводонасыщенных образцов реальных горных пород из нефтеносной части пласта. Из них 4 образца представлены песчаными породами, 3 - известняками и 3 доломитами. Длина цилиндрических образцов составляла 20 мм, а диаметр 10 мм.

Ниже в качестве примера приведены все операции и расчеты при анализе одного нефтеводонасыщенного образца. На практике, как правило, одновременно проводится лабораторный анализ целой серии (25-30 шт.) образцов горных пород.

Неэкстрагированный нефтеводонасыщенный терригенный образец СКО (СКВ.575, Жуковской площади, интервал отбора 1590 м, возраст C_1jsp), который после отбора хранится под слоем пластовой воды с нефтью, извлекали из жидкости и удаляли поверхностные капли жидкости путем прокатывания по влажной фильтровальной бумаге. Затем измеряли на аналитических весах исходный вес образца: Р_исх=2.3502 г.

После чего помещали образец в герметичную емкость (объемом 50 см³) с дейтерированной водой и выдерживали в нем не менее суток.

Далее извлекали образец из D₂O, удаляли поверхностные капли жидкости и помещали его в термостатированный (при +25^oC) датчик ЯМР-спектрометра. Амплитуду сигнала от нефти при отношении сигнал/шум >2 получали с цифрового вольтметра по 10-15 единичным измерениям амплитуды с постоянной прибора для дистиллированной воды α_в = 5.133•10^-4см³/мВ:A_н = 159мВ.
Далее помещали образец в герметичную емкость с дистиллированной водой и выдерживали в нем не менее трех суток. Периодически измеряли вес образца и заканчивали такой контроль по достижению постоянного веса образца с дистиллированной водой: Р_н+в=2.3317 г.

Извлекали образец из жидкости, удаляли поверхностные капли и помещали его в термостатированный датчик ЯМР-спектрометра. Амплитуду сигнала от нефти и дистиллированной воды получали по данным 10-15 единичным измерениям амплитуды с той же постоянной прибора для воды α_в = 5.133•10^-4см³/мВ:A_н+в = 480мВ.
Далее переносили образец в сушильный шкаф и проводили высушивание при температуре +105^oC с периодическим контролем величины текущей амплитуды сигнала и прекращали высушивание при амплитуде, равной середине граничного интервала отношения амплитуд, т.е. при А_т =0.75•159 = 119 мВ.

Насыщение исследуемого образца керосином производили в установке для насыщения образцов горных пород жидкостью, обеспечивающей раздельное вакуумирование образцов, рабочей жидкости и насыщения образцов под вакуумом. Насыщение образца керосином производили при давлении 10^-2 мм рт.ст. в течение 1-1,5 часов. После этого исследуемый образец заливали керосином и дополнительно вакуумировали в течение 4-4,5 часов.

Далее выдерживали его в керосине не менее суток. Периодически измеряли вес образца и заканчивали такой контроль по достижению постоянного веса образца с керосином: Р_к=2.2884 г.

Извлекали образец из жидкости, удаляли поверхностные капли и помещали его в термостатированный датчик ЯМР-спектрометра. Амплитуду сигнала от керосина получали по 10-15 единичным измерениям амплитуды с постоянной прибора для керосина α_к = 4.505•10^-4см³/мВ:A_к = 493мВ.
Далее рассчитывали вес солей как разность исходного и насыщенного дистиллированной водой образца:
Р_с = 2.3502 - 2.3317 = 0.0185г
Проводили расчет амплитуды сигнала от дистиллированной воды: А_в = 480 - 159 = 321 мВ.

Затем рассчитывали объем дистиллированной воды:
V_в= 5.133•10^-4•321=0.1648 см³
С учетом плотности дистиллированной воды и веса солей рассчитывали вес исходной воды в образце:
Р_в = 1.00•0.1648 + 0.0185 = 0.1833 г.

Далее рассчитывали объем керосина в образце:
V_к = 4.505•10^-4•493=0.2221 см³
Рассчитывали вес скелета образца с керосином с учетом плотности керосина (:
Р_с=2.2884-0.785•0.2221=2.1141 г.

Вес исходной нефти определяли с учетом веса образца с дистиллированной водой, веса воды и веса скелета горной породы:
Р_н= 2.3317-0.1648-2.1141=0.0528 г.

С учетом объема воды и объема пор, равного объему керосина, рассчитывали коэффициент водонасыщенности горной породы:
К_в = 0.1648/0.2221=0.742 д.ед.

Далее находили коэффициент нефтенасыщенности горной породы:
К_н= 1-0.742-0.258 д.ед.

Ниже в таблице приведены данные по определению весовых количеств нефти и воды в нефтеводонасыщенных образцах горных пород по известному (прототипу) и заявляемому способу. Сравнение показывает, что средняя относительная ошибка определения абсолютного веса нефти и воды снижается соответственно в 10.7 и 10.2 раза.

Таким образом, при использовании заявляемого способа существенно повышается точность лабораторных анализов оценки кондиционных параметров образцов горных пород при различной минерализации воды и различном соотношении объемов нефти и воды.

Изобретение относится к области исследования нефте- и водосодержания неэкстрагированных образцов пород-коллекторов методом ЯМР. Способ осуществляется путем последовательного измерения веса нефтеводонасыщенного образца, помещения образца в дейтерированную воду, измерения амплитуды сигнала ЯМР от образца с дейтерированной водой, помещения образца в дистиллированную воду, измерения веса и амплитуды сигнала от образца с дистиллированной водой, высушивания образца при температуре испарения воды из образца до достижения величины отношения текущей амплитуды сигнала к амплитуде сигнала от образца с дейтерированной водой, равной (0,7-0,8) ед., насыщения образца керосином, измерения амплитуды сигнала от образца с керосином, а количество нефти и воды в образце определяют по соответствующим формулам. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения количества нефти и воды с любой концентрацией водорода и нефти, и с любой минерализацией воды, и с любым соотношением поровых флюидов в горных породах. 1 з.п.ф-лы, 1 ил., 1 табл.

1. Способ определения нефте- и водонасыщенности образцов горных пород, включающий последовательное помещение нефтеводонасыщенного образца в дейтерированную воду, выдерживание его до полного замещения содержащейся в образце воды на дейтерированную, измерение амплитуды сигнала ядерного магнитного резонанса (ЯМР) от нефти в образце с дейтерированной водой и установление по математическим формулам количество воды и нефти в образце, отличающийся тем, что перед помещением нефтеводонасыщенного образца в дейтерированную воду измеряют его вес, а после измерения амплитуды сигнала ядерного магнитного резонанса от нефти в образце с дейтерированной водой помещают этот образец в дистиллированную воду до полного замещения дейтерированной воды на дистиллированную и стабилизации веса насыщенного образца, измеряют вес образца с дистиллированной водой, измеряют амплитуду сигнала от образца с дистиллированной водой, производят высушивание образца горной породы при температуре испарения воды из образца с периодическим измерением текущей амплитуды сигнала и сравнением ее с амплитудой от образца с дейтерированной водой, при этом высушивание ведут до достижения величины отношения этих амплитуд, равной (0,7-0,8) ед., насыщают образец керосином и выдерживают его до стабилизации веса образца с керосином, измеряют вес образца с керосином, измеряют амплитуду сигнала от образца с керосином, а количество воды и нефти в образце определяют по формулам
P_в= α_в•(A_н+в-A_н)•ρ_в.д.+P_исх-P_н+в,
P_н= P_н+в-P_к-α_в•(A_н+в-A_н)•ρ_в.д.+ρ_к•α_к•A_к,
K_в= α_в•(A_н+в-A_н)/α_к•A_к,
K_н= (1-K_в),
где P_в, P_н - вес воды и нефти в горной породе, г;
K_в, K_н - объемное количество воды и нефти в образце горной породы, д.е.;
A_н+в - амплитуда сигнала от образца с дистиллированной водой, мВ;
А_н - амплитуда сигнала от образца с дейтерированной водой, мВ;
А_к - амплитуда сигнала от образца с керосином, мВ;
Р_исх - вес исходного нефтеводонасыщенного образца, г;
Р_н+в - вес образца с дистиллированной водой, г;
Р_к - вес образца с керосином, г,
ρ_в.д. - плотность дистиллированной воды, равная 1,00 г/см³;
ρ_к - плотность керосина, равная 0,785 г/см³;
α_в, α_к - постоянные градуировки прибора для дистиллированной воды и керосина, см³/мВ. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что амплитуду сигнала ядерного магнитного резонанса от образца, насыщенного дейтерированной водой, дистиллированной водой и керосином, измеряют при постоянной температуре образца с жидкостью.