Способ определения нефтенасыщенности горных пород по образцам керна Советский патент 1988 года по МПК E21B47/00 

Изобретение относится к области петрофизических исследований горных- пород путем изучения образцов керна, отбираемого из буровых скважиН , и может быуъ использовано при оценке подсчетных параметров нефтяных месторождений.

Цель изобретения - повышение точ-, ности и сокращение времени анализа нефтенасыщенности.

На фиг.) и 2 представлены кривые для неэкстрагированного (естествен- ного) и экстрагированного образцов

Кроме того, одновременно регистрируют кривую изменения теплосодержания образца,.при этом температуру конца процессов.выгорания нефти определяют по сопоставлению зарегистрированных кривбгх. Коэффициент нефте- насьпценности определяют .расчетным путем по известной формуле, ..в которую входят величины массы нефти, определенной как разница между потерей веса естественного /( не экстрагированного) и экстрагированного образцов, масса образца,.его плотность, плот

(кривые DIG скорости потери веса образ- 15 ность нефти и коэффициент общей пори-,

цов, кривые TG потери веса образцов, кривые Т изменения температуры нагрева и кривые DTA изменения теплосодержания образцов).

Кривая DTA отражает, процесс выгорания нефтяного материала в образце, характеризующийся тремя наиболее ярко выраженными термоэффектами:

экзотермический (250-350 С), свястости.

П р и м е р. Из ряда нефтяных скважин были отобраны образцы керна. Кажд1.й образец разделяют на две час- . Одну часть экстрагируют от углеводородов в аппарате Сокслета. По, естественному (неэкстрагированному) и экстрагированному образцам снимают термогравитораммы в интервале темзанныу с окислением (выгоранием) нефти; 25 рератур 20-1000 С (фиг. 1 и 2).. НавесК

эндотермический (ЗбО-АвО С), свя- занньй с коксообразованием (крекинг-) J

экзотермический (500-800°С), связанный с выгоранием кокса.

ка породы составляет 0,8 г, скорость нагрева 0°С в минуту. Строят кривые: скорости потери веса DTG, потери веса TG, изменения теплосодержаВто эой и третий эффекты зависят от 30 ния образца DTA, температуры Т. На

количества и свойств нефти. При ма-- лых значениях коэффициента нефтенасыщенности и невысокой-ПЛОТНОСТИ нефти они могут не фиксироваться или весь процесс сдвигается в интервал более низких температур (до +500 С ).

Предложенный- способ осуществляют путем проведения следующих операций.

Известным путем определяют массу и плотность нефти, плотность образца и его общую пористость..Образец нефте- насыщенного. керна разделяют на две части и анализируют два однородных образца, при этом один из них пр едва- рителЬно экстрагируют от нефти. Затем оба образца постепенно нагревают, одновременно регистрируют кривые потери веса образцов и температуру нагрева образцов, максимальную величину которой устанавливают равной кон- ... граммах наблюдается только в интерцу процесса выгорания нефти, а массу нефти определяют как разницу потерь веса неэкстрагированного и экстрагированного образцов. При этом максимальную температуру нагрева образ- цов устанавливают равной температуре, при которой происходит.стабилизация потери веса неэкстрагированного образца, .

вале 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 сг породы составляет 1,37%,

В отдельном опыте известным путем определяют плотность образца Сб ), плотность нефти (о ) и общую пористость (k), массу образца ().

стости.

П р и м е р. Из ряда нефтяных скважин были отобраны образцы керна. Кажд1.й образец разделяют на две час- . Одну часть экстрагируют от углеводородов в аппарате Сокслета. По, естественному (неэкстрагированному) и экстрагированному образцам снимают термогравитораммы в интервале темка породы составляет 0,8 г, скорость нагрева 0°С в минуту. Строят кривые: скорости потери веса DTG, потери веса TG, изменения теплосодержа

кривых то и DTA естественного образца в интервале температур 50-500 С регистрируются потери веса и экзотермический эффект, связанные с выгоранием нефти. На термогравитограм- ме экстрагированного образца подобные эффекты в указанном интервале температур не наблюдаются.

В интервале 500-640°С на термо- гравитограммах естественного и экстрагированного образцов отмечается потеря веса и эндотермический эффект, св язанные с выделением конституционной воды из глинистого минерала. При наложении термогравитограмм естественного и экстрагированного образца этот эффект полностью сопоставляется. Разница т, на термогравито-граммах 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 1,37%,

В отдельном опыте известным путем определяют плотность образца Сб ), плотность нефти (о ) и общую пористость (k), массу образца ().

Коэффициент нефтенасыщенности рассчитывают по формуле

ku -- /-™ 00 -

В таблице .приведены результаты сравнительных испытаний. Для получения сравнительных данных параллельно проводилось определение нефтенасы-, ценности по известному способу - отгонкой в аппарате Закса..

Из таблиць видно, -что при определении кOjэффициeнтa нефтенасьщения по известному способу результаты получались часто либо завышенными за сче механических процессов: откола песчинок, вымывания глины, либо заниженны- ми за счет плохой отмывки образца. В предпоженном способе механических потерь не происходит и нефтяной ма- териал выгорает полностью.

Использование предлагаемого способа определения коэффициента нефте- насьпценности обеспечивает по сравнению с известным способом увеличеьше точности определения коэффициента не тенасыщенности (k,,)j что особенно . важно при подсчете запасов месторождения, так как k входит в основные подсчетные параметры, и повышение ., производительности труда, так как на определение k, одного образца, известным способом отгонки от 2 до 21 сут, а на определе ше k по предлагаемому способу уходит 5 ч, незави симо от степени насыщенности образца и физических свойств нефти.

375806

Фор

мула изобретения

I

3.Способ по п.1, о т л и ч аю щ и и с я тем, что, с целью определения температуры конца процессов выгорания нефти, одновременно реги- стрируют кривзпо изменения теплосодер жания образца, при этЬм указанную температуру определяют по сопоставлению зарегистрированных кривых.