Способ определения остаточной нефтенасыщенности Советский патент 1982 года по МПК G01V9/00 G01V3/14 

(Sk) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОеТИ

t

Изобретение относится к геофизическим методам разведки и может 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 объема пор, занятый неизвлекаемой нефтью. Величина остаточной нефтенасыщенности Cцocтнeoбxoдимa на этапе ,разведки для оценки извлекаемых нефти, а на этапе разработки месторождений - для оперативного контроля за разработкой и оценки экономической эффективности третичных методов добычи.

Известен способ определения остаточной нефтенасыщенности, основанный на заводнении образцов в лабораторных условиях, в котором заводнение бсуществляют накернах длиной 1-2 м, отобранных на буровых растворах, сохраняющих свойства поверхности отби.раемой породы tilИзвестный способ доступен только для малого числа скважин, так как требует специальных условий отбора керна и является недостаточно точным изза трудностей, связанных с установлением истинных условий начальной насыщенности.

Наиболее близким к изобретению техническим решением является способ определения остаточной нефтенасыщенности, заключающийся в отборе керна на водном буровом растворе и определени относительного содержания воды и не ти в керн путем его экстрагирования Г2.

Известный способ, хотя и прост в реализации, является недостаточно точным. Это связано с тем, что относительное содержание воды и нефти в образцах, отобранных на буровом растворе на водной основе, не соответствует пластовому вследствие проникновения

фильтрата 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 цирку- 5 ляции раствора, тип долота и т.д. Поэтому получаемые этим методом оценки остаточной нефтенасыщенности носят грубо приближенный характер.

Кроме того, оба известных способа ю не дают возможности одновременно с количеством оценить вязкость остаточной нефти, что весьма важно при проектировании третичных методов добычи.

Цель изобретения - повышение точ- is ности измерения и расширение функциональных возможностей путем определения вязкости остаточной нефти.

Поставленная цель достигается тем, 20 что в способе определения остаточной нефтенасыщенности, заключающемся в отборе керна на водном буровом растворе и определении относительного содержания воды и нефти в керне, опре- 2S деляют дважды время продольной релаксации с помощью ядерного магнитного резонанса (ЯМР) остаточной нефти керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней,осуществляют отбор зо дополнительного керна на нефтеэмульсионном или известковобитумном буровом растворе в нефтяной части залежи, определяют дважды время -продольной релаксации с помощью ЯМР остаточной неф-, ти дополнительного керна без электрохимической обработки и в сочетайии с ней олредеяяют остаточную нефтенасыщенность по измеренным значениям продольных времен релаксаций указан- д 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, позволящим изучать свойства воды и нефти непосредственно в пористой среде, установлено, что для каждого месторождения времена продольной релаксации остаточной нефти ().меньше, 55 чем времена продольной релаксации извлеченной нефти и длинноживущей фазы .нефти в нефтяной части разреза, а диапазон изменения значения Т)ц,,.в пределах одного месторождения очень 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 (ЯМР) в сочетании с элекрохимической обработкой определяют время продольной релаксации остаточной нефти ее характеристический параметр. Затем отбирают керн .в нефтяной части залежи на нефильтрут Ьщемся буровом растворе (нефтеэмульсионном или известковобитумном), когда относительное содержание воды и нети не нарушается и методом ЯМР в сочетании с электрохимической обработкой определяют содержание остаточной нефти как содержание углеводородной фазы характеризующейся временем продольной релаксации, рапным .д,.

Параметр Ъ-исгв ряде случаев может быть определен и при отборе керна на водном буровом растворе в промытой зоне нефтяной части пласта.

Так как время продольной релаксации нефти в породе и в неограниченном объеме обычно мало различается, на основании найденного значения времени продольной релаксации остаточной нефти Т, быть оценена ее вязкость л) с помощью известной корреляционной зависимости Т)5(л)).

Предлагаемый способ осуществляется в следующей последовательности операций. Отбирают керн № 1 на водном буровом 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 остаточно11 нефти данного

месторождения .Отбирают керн № 2 на нефтеэмульсионном (или известковобитумном) буровом растворе из нефтяной части залежи. Методом ядерного магнитного резонанса в сочетании с электрохимической обработкой определяют время продольной релаксации остаточной нефти и остаточную нефтенасыщенность, как содержание нефтяной фазы в этом керне со временем продольной релаксации равным ранее определенному времени продольной релаксации Данные анализа образцов при 1А TIK времена продольной релак сации длинноживущей и ко роткоживущей фаз; Рд и PJJ - относительное содержание этих фаз. Образец 1. Фаза со временем релакрации 60 мс, не изменившимся после электрохимической обработки ЭХО, соответствует остаточной нефти, а фаза, имевшая до ЭХО 230 мс, а после ЭХО - 2 мс, является водой,т.е. Т.ост 60 мс. Так как образец хранился в парафине, то в процессе консервации и хранения он потерял часть перового флюила и оказался недонасыщенным. В процессе ЭХО происходит донарыщение образца раствором и, следовательно, изменение относительного содержания воды и нефти, однако объемное содержание нефти остается постоянным. Образец 2. Хранился в растворе, поэтому полностью насыщен. Фаза, время релаксации которой после ЭХО сравнялось со временем релаксации обрабатывающего раствора - 2 мс, соответстостаточной нефти данного месторождения. На основании полученного значения времени продольной релаксации остточной нефти данного месторождения по кривой зависимости времени продольной релаксации нефти от их вязкости оценивают вязкость остаточной нефти.

Метод использования способа на одном из месторождений Татарии приведен в таблице.

До ЭХО230376063

После ЭХО6029

71

До ЭХО250100

После ЭХО2202152 2

37 вует воде, фазы со временами релаксации 220 и 52 мс, не изменяющиеся в процессе обработки, соответствуют нефти. Из сравнения данных образцов 1 и 2 следует, что фаза 52 мс - Т 60 мс соответствует остаточной нефти, а ее содержание - 2% представляет собой прогнозное значение остаточной нефтенасыщенности для данного пласта. Предлагаемый способ позволяет повысить точность определения остаточной нефтенасыщенности, что приводит к более полному использованию месторождений. Известно, что от tO до 70% нефти остается в пласте после заводнения. Снижение остаточной нефтенасыщенности даже на 1% приводит к значительной экономии при добыче нефти. Кроме то го, реализация изобретения позволяв прогнозировать как содержание остатс ной нефтенасыщенности, так и одновременно оценивать вязкость нефти на стадии разведки месторождений и в соответствии с этим проектировать рациональную систему разработки . Формула изобретения Способ определения остаточной неф тенасыщенности, заключающийся в отборе керна на водном буровом растворе и определении относительного содержания воды и нефти в керне, о тличающийся тем, что, с целью повышения точности измерения и расширения функциональных возможностей путем определения вязкости остаточной нефти, определяют дважды время продольной релаксации с помощью ядерного магнитного резонанса (ЯМР) остаточной нефти керна без электрохимической обработки и в сочетании с ней. осуществляют отбор дополнительного керна на нефтеэмульсионном или известковобитумном буровом растворе в нефтяной части залежи, опоеделяют дважды время продольной релаксации 9 08 L ПОМОЩЬЮ 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 по корреляционной зависимости времени продольной релаксации нефти от ее вязкости. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Rathmell J.J. et all. Reservoir waterflood Residual Oil Saturationfrom Laboratory Tests. Jornal of Petroleum Technology. 1973, N 2, p. 175. 2.Определение нефтефизических характеристик по образцам. Под ред. Дахнова В.Н. М., Недра, 1977, с.172175 (прототип).