СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ОСТАТОЧНОЙ ВОДЫ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ Советский патент 1995 года по МПК G01V9/00 

Изобретение относится к нефтегазопромысловой геологии и гидрогеологии и может быть использовано для определения параметров нефтегазонасыщения и водонасыщения продуктивных пластов.

Остаточная вода, называемая иногда погребенной или связанной водой, является нефильтрующейся или при больших депрессиях на пласт чрезвычайно слабо фильтрующейся жидкостью. Ее пробы получают отжиманием при давлениях 100-1000 МПа из образцов керна скважины, бурящихся на растворах на нефтяной основе с последующим микрохимическим анализом.

Недостатком известного способа является то, что он не позволяет избежать влияния растворения и выщелачивания минералов керна при отжимании из образцов воды и производстве водных вытяжек. При этом значительно уплотненные породы требуют перед отжиманием увлажнения, что интенсифицирует выщелачивание и растворение образцов керна, подвергаемых отжиманию. Вследствие этого результаты определения минерализации и состава остаточной воды являются искаженными.

Наиболее близким является способ, в котором в качестве носителя солевого комплекса остаточной воды используется добываемая из скважин безводная нефть с последующей экстракцией из нее горячей дистиллированной водой солей, которые в пластовых условиях входят в состав остаточной воды нефтяного пласта. При этом определяется относительный солевой состав остаточной воды. Величина минерализации остаточной воды, на основе которой можно определить абсолютные концентрации отдельных компонентов, получается расчетным методом с использованием данных по растворимости сульфата кальция в растворах различной ионной силы.

Этот способ имеет следующие недостатки. При движении нефти к забоям скважин в поток вовлекается при больших депрессиях только наименее связанная с породой подвижная часть остаточной воды, минерализация и состав которой не соответствуют минерализации и составу всего объема остаточной воды в пласте. Подъем нефти в скважинах сопровождается разгазированием нефти, что приводит к испарению значительной части молекул остаточной воды и обогащению нефти солями остаточной воды, наиболее труднорастворимыми из которых, особенно карбонатные и кремнистые, при последующей экстракции нефти горячей водой могут не перейти в водную вытяжку. Кроме того, содержащийся в нефти сероводород при производстве водной вытяжки в воздушной среде окисляется до сернистого газа и серного ангидрида, которые обуславливают появление в растворе водной вытяжки серной кислоты, т.е. техногенного избыточного содержания сульфат-иона.

Целью изобретения является повышение достоверности и экспрессности определения химического состава остаточной воды в нефтегазоносных пластах, вскрываемых в процессе бурения скважин.

Предлагаемый способ основан на применении в качестве носителя остаточной воды фильтрата бурового раствора на водной основе и выявлении количественных изменений в солевом составе фильтрата под влиянием смешивающейся с ним остаточной воды в зоне проникновения фильтрата в пласт. При этом для учета количественных соотношений объемов фильтрата и остаточной воды в зоне проникновения в буровой раствор перед вскрытием продуктивного пласта предварительно вводится солевой индикатор в виде раствора, которым обрабатывается буровой раствор.

Применение данного носителя остаточной воды позволяет избежать отмеченных выше недостатков нефти, как носителя остаточной воды.

Индикатор должен быть химически инертным к минералам коллектора, быть термически и биохимически стабильным, нетоксичным и недорогим, не изменять технологических свойств бурового раствора, а его составляющие анионы и катионы не должны содержаться в остаточной воде вообще или содержаться в минимальных количествах. Этим требованиям удовлетворяют азотнокислые соли щелочных металлов, например натриевая или калиевая селитра.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. В процессе бурения скважины перед вскрытием продуктивного пласта вводят в буровой раствор солевой индикатор. При этом его концентрация в фильтрате бурового раствора должна быть на один-два порядка выше возможного содержания в остаточной воде аниона или катиона, на которые диссоциирует солевой индикатор. Если индикатором служит нитратный ион, то его концентрация в фильтрате должна задаваться порядка 5-10 г/л, исходя из того, что содержание соединений азота в остаточной и пластовой воде обычно измеряется десятками-сотнями миллиграммов в 1 л. Превышение на один-два порядка задается исходя из погрешности гидрохимического анализа составляющей не более 0,1 или 10% При этом учитывается также, что часть нитрат-ионов будет адсорбироваться на глинистых частицах бурового раствора.

После вскрытия скважиной продуктивного пласта на полную его толщину и непосредственно перед его испытанием в открытом стволе с применением испытателя пластов на трубах (ИПТ) или опробователя на кабеле (ОПН) отбирают на устье скважины пробу фильтрата бурового раствора.

При испытании этого же пласта в открытом стволе и при получении из зоны проникновения притока флюидов с помощью ИПТ или ОПН отбирают пробу жидкости, представляющую собой смесь фильтрата бурового раствора и остаточной воды. Объем каждой из проб 0,5 л. Пробы направляют в лабораторию на химический анализ, при этом в каждой пробе определяют содержания основных катионов и анионов, а также концентрацию индикатора.

Состав остаточной воды рассчитывают по следующей формуле:
X*n

_i, где X_ni* концентрация каждого определяемого компонента остаточной воды;
X_ni содержание каждого компонента состава пробы воды из зоны проникновения, проба поднята испытателем пластов;
X_i содержание каждого компонента в фильтрате бурового раствора;
N_n концентрация индикатора в пробе воды из зоны проникновения, проба поднята испытателем пластов;
N_т концентрация индикатора в фильтрате бурового раствора.

Содержания всех компонентов выражены в граммах на килограмм раствора (г/кг).

Оценка возможности применения предлагаемого способа производится по относительному изменению концентрации индикатора в призабойной зоне
ΔN · 100%
Исходя из величины А погрешности применяемого гидрохимического анализа (обычно не превышающей 2-5%) при Δ N ≥ 100-А, проба из зоны проникновения представляет практически чистую остаточную воду. При Δ N ≅ A проба из зоны проникновения представляет практически целиком фильтрат бурового раствора и предлагаемый способ работать не будет. Расчеты показали, что в самих неблагоприятных условиях ΔN составляет 10% в среднем же 30-90% т.е. в подавляющем большинстве случаев предлагаемый способ применим.

Величины депрессий и время выдерживания испытателя пластов на забое скважин определяются традиционно.

Предлагаемый способ может быть применен в терригенных и карбонатных коллекторах при отсутствии в цементе хлоридных и сульфатных минералов, так как фильтрат бурового раствора в зоне проникновения способен растворять эти минералы и избыточно обогащаться ими по сравнению с фильтратом, находящимся в скважине, что может привести к искажению состава остаточной воды.

Расчет минерализации и состав остаточной воды приведены в таблице.

Использование изобретения позволяет повысить достоверность и точность определения химического состава остаточной воды и ее минерализации, резко повысить скорость определения: при наличии полевой гидрохимической лаборатории их можно проводить непосредственно на скважине.

Данные по минерализации и составу остаточной воды необходимы для определения параметра насыщения пласта методами ГИС и хлорометрическим методом, а также для диагностики остаточных и пластовых, законтурных вод залежей.

Изобретение относится к нефтегазопромысловой геологии и гидрогеологии и может быть использовано для определения параметров нефтенасыщения и водонасыщения продуктивных пластов. Целью изобретения является повышение достоверности и экспрессности способа. Цель достигается тем, что в буровой раствор перед вскрытием продуктивного пласта скважиной вводят солевой индикатор, после вскрытия пласта определяют состав фильтрата бурового раствора и концентрацию в нем индикатора. В водной части пробы, полученной из пласта при испытании, также определяют солевой состав и концентрацию индикатора и на основании полученных данных вычисляют химический состав остаточной воды. 1 табл.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ОСТАТОЧНОЙ ВОДЫ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ, не содержащих хлоридных и сульфатных минералов в цементе, включающий вскрытие и испытание продуктивного пласта в открытом стволе в процессе бурения скважины, отбор проб флюидов, их анализ и расчет по полученным данным искомого химического состава, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности и экспрессности определений, перед вскрытием пласта вводят солевой индикатор в буровой раствор, после вскрытия пласта определяют солевой состав фильтрата бурового раствора и концентрацию в нем индикатора, в водной части пробы, полученной из пласта при испытании, также определяют солевой состав и концентрацию индикатора, а химический состав остаточной воды рассчитывают по формуле

где X*n

_i концентрация каждого определяемого компонента остаточной воды;
X_ni содержание каждого компонента состава пробы воды из зоны проникновения, полученной из пласта при испытании;
X_i содержание каждого компонента в фильтрате бурового раствора;
N_n концентрация индикатора в пробе из зоны проникновения;
N_T концентрация индикатора в фильтрате бурового раствора,
содержание всех компонентов выражено в граммах на килограмм раствора, г/кг.