способ исследования образцов керна

Формула изобретения

Способ исследования образцов керна, заключающийся в том, что экстрагированный образец керна насыщают модельной углеводородной системой под вакуумом, определяют начальное количество углеводородов в образце керна весовым методом (М), посредством импульсного ядерного магнитного резонанса измеряют спад сигнала намагниченности жидких углеводородов в поровом пространстве образца керна, по амплитуде спада намагниченности жидких углеводородов (А₀ ) в поровом пространстве определяют начальное количество углеводородов в образце, соотносят это значение с начальным количеством углеводородов, определенным по взвешиванию, образец, насыщенный углеводородами, охлаждают до температуры 3-5°C, регистрируют спад сигнала намагниченности жидкой фазы, по амплитуде спада (A₁ ) и известным значениям А₀ и М определяют количество углеводородов, находящихся в граничном слое (Мгс), по форме спада определяют время поперечной релаксации молекул граничного слоя, характеризующее подвижность граничного слоя, рассчитывают толщину граничного слоя по значениям Мгс, плотности углеводородной системы, удельной поверхности порового пространства образца керна, веса сухого образца керна, далее образец керна, насыщенный углеводородами, нагревают до комнатной температуры, при помощи фильтрационной установки через образец прокачивают углеводородную систему с постоянным расходом, после стабилизации перепада определяют значение коэффициента проницаемости по углеводородной системе, через образец прокачивают пластовую воду с тем же расходом, что и углеводородную систему, после стабилизации перепада определяют значение коэффициента проницаемости по пластовой воде, измеряют спад сигнала намагниченности пластовой воды и углеводородов в поровом пространстве образца керна, характеризующийся амплитудой A₂, охлаждают образец керна до температуры 3-5°C, измеряют спад сигнала намагниченности пластовой воды и углеводородов, характеризующийся амплитудой A₃, по значениям A₀, A₁ , A₂, A₃ рассчитывают коэффициент вытеснения углеводородов пластовой водой, для спада с амплитудой A₃ определяют распределение времен поперечной релаксации пластовой воды в образце, характеризующее гидрофобизирующую способность углеводородов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области исследования горных пород и может найти применение при определении параметров граничных слоев в нефтеводонасыщенных образцах горных пород, влияния этих параметров на фильтрационные характеристики горных пород и смачиваемость поверхности пор.

Известно, что коэффициенты проницаемости и вытеснения обусловлены поверхностными свойствами породы-коллектора. При взаимодействии углеводородов с поверхностью минералов на ней формируется граничный слой углеводородов, который гидрофобизирует поверхность минералов. Гидрофобизирующая способность углеводородов определяет поверхностные свойства горных пород, параметры граничного слоя, коэффициенты проницаемости и вытеснения. Параметрами граничного слоя углеводородов являются его толщина и подвижность.

Существуют различные самостоятельные способы определения коэффициента проницаемости (ГОСТ 26450.2-85), коэффициента вытеснения (метод материального баланса (ОСТ 39-195-86), ретортный метод (Д.Тиаб, Петрофизика, Москва, 2009, стр.728), метод экстрагирования (Д.Тиаб, Петрофизика, Москва, 2009, стр.732)), гидрофобизирующей способности углеводородов (метод краевого угла, метод Ребиндера, метод Аммота, метод Горного Бюро США (Д.Тиаб, Петрофизика, Москва, 2009, стр.343-357), метод изотермической сушки (Лыков А.В.. Теория сушки. - М., «Энергия», 1968)).

Указанные способы реализуются независимо друг от друга и не обеспечивают получение полного спектра информации о породе образца в рамках одного эксперимента, следствием чего является неоперативность и трудоемкость исследований.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ исследования керна для определения количества нефти и воды в нефтеводонасыщенных образцах, согласно которому методом ядерного магнитного резонанса (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°C). 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.).

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

Однако указанный способ также не обеспечивает получение полного спектра информации о породе образца.

Таким образом, известные способы обладают низкой информативностью и не прослеживают взаимосвязь параметров граничного слоя с коэффициентами проницаемости и вытеснения, а также гидрофобизирующей способностью углеводородов.

Кроме того, известные способы определения коэффициента вытеснения и гидрофобизирующей способности углеводородов делают исследуемый образец непригодным для дальнейших исследований, поскольку происходит необратимое изменение флюидов в поровом пространстве.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа исследования образцов керна, позволяющего оперативно с высокой достоверностью получить полный комплекс информации о породе в едином цикле исследования на одном образце керна, в том числе определить параметры граничного слоя углеводородов в поровом пространстве образцов керна.

Поставленная задача достигается тем, что в способе исследования образцов керна экстрагированный образец керна насыщают модельной углеводородной системой под вакуумом, определяют начальное количество углеводородов в образце керна весовым методом (М), посредством импульсного ядерного магнитного резонанса измеряют спад сигнала намагниченности жидких углеводородов в поровом пространстве образца керна, по амплитуде спада намагниченности жидких углеводородов в поровом пространстве определяют начальное количество углеводородов в образце (А₀), соотносят это значение с начальным количеством углеводородов, определенным по взвешиванию, образец, насыщенный углеводородами, охлаждают до температуры 3-5°C, регистрируют спад сигнала намагниченности жидкой фазы, по амплитуде спада и известным значениям А₀ и М определяют количество углеводородов, находящихся в граничном слое (Мгс), по форме спада определяют время поперечной релаксации молекул граничного слоя, характеризующее подвижность граничного слоя, рассчитывают толщину граничного слоя по значениям Мгс, плотности углеводородной системы, удельной поверхности порового пространства образца керна, веса сухого образца керна, далее образец керна, насыщенный углеводородами, нагревают до комнатной температуры, при помощи фильтрационной установки через образец прокачивают углеводородную систему с постоянным расходом, после стабилизации перепада определяют значение коэффициента проницаемости по углеводородной системе, через образец прокачивают пластовую воду с тем же расходом, что и углеводородную систему, после стабилизации перепада определяют значение коэффициента проницаемости по пластовой воде, измеряют спад сигнала намагниченности пластовой воды и углеводородов в поровом пространстве образца керна, характеризующийся амплитудой А2, охлаждают образец керна до температуры 3-5°C, измеряют спад сигнала намагниченности пластовой воды и углеводородов, характеризующийся амплитудой A3, по значениям А0, A1, A2, A3 рассчитывают коэффициент вытеснения углеводородов пластовой водой, для спада с амплитудой A3 определяют распределение времен поперечной релаксации пластовой воды в образце, характеризующее гидрофобизирующую способность углеводородов.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг 1. представлены спады сигнала намагниченности для различных веществ в поровом пространстве образца керна, на фиг.2 представлено дифференциальное распределение времен поперечной релаксации граничного слоя различных веществ в образце керна, на фиг.3 приведены дифференциальные кривые распределения времен поперечной релаксации пластовой воды в образце после вытеснения, в таблице приведены экспериментальные и расчетные данные для образца.

Способ осуществляют следующим образом.

При проведении работ согласно предложенному способу экстрагированный образец керна цилиндрической формы 30×30 мм высушивают до постоянного веса при температуре 105°C для полного удаления из него воды, после чего керн взвешивают на аналитических весах для получения «сухого веса» М_с.

Далее керн насыщают углеводородной системой под вакуумом по стандартной методике жидкостенасыщения. В качестве углеводородной системы используют гептадекан с добавками различных веществ, кристаллизующийся при 22°C. Насыщенный углеводородами керн взвешивают для получения «влажного веса» М_в. По разности мокрого и влажного весов определяют массу углеводородов в поровом пространстве образца М.

Насыщенный углеводородами керн помещают в герметично закрытый стакан для проведения измерений с помощью прибора ЯМР. В работе используют импульсный ЯМР-анализатор по резонансу протонов. Для измерений используют импульсную последовательность Хана. Регистрируют спад сигнала намагниченности от углеводородов в поровом пространстве керна, определяют амплитуду полученного спада А₀ (фиг.1) и соотносят ее с массовым содержанием углеводородов, определенного на основе взвешивания. Все последующие измерения на ЯМР-анализаторе проводят с использованием тех же настроек прибора, что необходимо для сравнения полученных спадов намагниченности.

Насыщенный углеводородами керн охлаждают до 4°C. При этой температуре углеводороды, находящиеся под влиянием минеральной поверхности пор (т.е. граничный слой углеводородов), находятся в жидком состоянии, и от них регистрируется спад намагниченности. Углеводороды, не подверженные влиянию минеральной поверхности пор, становятся твердыми, и для них невозможно зарегистрировать спад намагниченности. Для охлажденного керна регистрируют спад намагниченности углеводородов граничного слоя. Амплитуда спада А₁ (фиг.1) пропорциональна количеству углеводородов в граничном слое. Массу вещества граничного слоя определяют по формуле: . Если известна величина удельной поверхности порового пространства образца керна S_уд и плотность углеводородной системы , рассчитывают толщину граничного слоя углеводородов по формуле: . По данным спада намагниченности углеводородов граничного слоя строят дифференциальное распределение времен поперечной релаксации вещества граничного слоя, для чего используют алгоритм, предложенный автором, или другую специализированную программу. Анализ распределений времен релаксации дает информацию об изменении подвижности молекул вещества граничного слоя в зависимости от внешних факторов. Удлинение времени релаксации и/или увеличение доли углеводородов с длинными временами релаксации свидетельствует об увеличении подвижности молекул вещества граничного слоя. На фиг.2. в качестве примера показаны два распределения для граничных слоев гептадекана и гептадекана с добавкой гидрофобизатора «АГР». Видно, что присутствие гидрофобизатора увеличило долю углеводородов с коротким временем релаксации, что свидетельствует об увеличении влияния поверхности минералов на углеводороды граничного слоя, т.е. граничный слой углеводородов за счет добавки гидрофобизатора стал менее подвижен.

Насыщенный углеводородами образец нагревают до комнатной температуры и при помощи фильтрационной установки прокачивают ту же углеводородную систему с заданным значением расхода, после стабилизации перепада давления на входе и выходе из образца керна определяют время стабилизации перепада и коэффициент проницаемости по данной углеводородной системе. Во всех фильтрационных экспериментах с одним и тем же образцом керна используют одинаковые значения давления обжима и расхода фильтрующейся жидкости.

Через насыщенный углеводородами образец керна при помощи фильтрационной установки прокачивают пластовую воду (либо другой жидкий вытесняющий агент, например, воду с добавками поверхностно-активных веществ) с тем же значением расхода, что и углеводороды, моделируя процесс вытеснения. После стабилизации перепада давления на входе и выходе из образца керна определяют время стабилизации перепада и коэффициент проницаемости по пластовой воде.

Определяют коэффициент вытеснения углеводородов пластовой водой. Для этого определяют спад намагниченности нефтеводонасыщенного образца керна при комнатной температуре. Амплитуда спада А₂ (фиг.1) в данном случае складывается из амплитуд сигнала пластовой воды А_в и оставшихся после вытеснения углеводородов А_ув.ост. Далее образец керна охлаждают до 4°C и регистрируют спад намагниченности. При этой температуре вся пластовая вода находится в жидком состоянии, а углеводороды становятся твердыми за исключением углеводородов оставшегося после вытеснения граничного слоя. Таким образом, при 4°C амплитуда сигнала А₃ складывается из амплитуды сигнала пластовой воды А_в и амплитуды сигнала оставшегося после вытеснения граничного слоя углеводородов А _{уд.ст.гр.сл}. Очевидно, что количество вещества граничного слоя углеводородов после вытеснения меньше либо равно количеству вещества граничного слоя до вытеснения. Разница между этими количествами мала и ей можно пренебречь, т.е. A_{ув.ост.гр.сл}=А ₁. Полное количество углеводородов, оставшихся в образце после вытеснения, находят по формуле А_ув.ост=А ₂-А₃+А₁. Коэффициент вытеснения определяют по формуле

По данным спада намагниченности пластовой воды строят дифференциальное распределение времен поперечной релаксации пластовой воды. В качестве примера на фиг.3 представлена кривая 1, полученная для пластовой воды в образце после вытеснения гептадекана.

Далее образец керна экстрагируют от пластовой воды и углеводородов и проводят те же действия, но уже с другой углеводородной системой, сравнивая значения толщины и подвижности граничных слоев углеводородов, коэффициенты вытеснения и дифференциальные кривые распределения времен релаксации пластовой воды после вытеснения. Сравнение дифференциальных кривых распределения времен поперечной релаксации пластовой воды позволяет сравнивать гидрофобизирующую способность различных углеводородных систем. Удлинение времени релаксации воды и/или увеличение доли воды с длинным временем релаксации свидетельствует о снижении влияния поверхности минералов на воду в поровом пространстве, т.е. о гидрофобизации поверхности. В качестве примера на фиг.3 представлена кривая 2, полученная для пластовой воды в образце после вытеснения гептадекана с добавкой гидрофобизатора «АГР». Увеличение доли воды с длинными временами релаксации (правый пик на графике) подтверждает гидрофобизирующую способность данного вещества.

В таблице представлены данные, полученные новым способом для образца № 29 при анализе гидрофобизатора «АГР». Полученные данные свидетельствуют об эффективности применения гидрофобизатора для обработки прискважинной зоны пласта с целью выноса воды, попавшей туда при глушении скважины. Гидрофобизатор «АГР» увеличил толщину граничного слоя углеводородов на поверхности порового пространства, дифференциальное распределение времен релаксации вещества граничного слоя гептадекана с добавкой гидрофобизатора «АГР» характеризуется большей долей коротких времен релаксации (Фиг.2), значительно возросла проницаемость по пластовой воде, дифференциальное распределение времен релаксации пластовой воды после вытеснения гептадекана с добавкой гидрофобизатора «АГР» характеризуется большей долей длинных времен релаксации (Фиг.3).

Таким образом, решают задачу оценки гидрофобизирующей способности углеводородов, количественной оценки содержания углеводородов в граничном слое, оценки толщины граничного слоя, подвижности молекул углеводородов в граничном слое, количественной оценки содержания воды и углеводородов в поровом пространстве породы-коллектора, определения взаимосвязи параметров граничного слоя с коэффициентами проницаемости по углеводородам и пластовой воде, коэффициентом вытеснения.

Предложенный способ дает комплексную информацию о граничном слое углеводородов и его влиянии на важные промысловые характеристики (коэффициенты проницаемости по углеводородам и пластовой воде, коэффициент вытеснения, гидрофобизирующее действие углеводородов), что позволяет использовать его в научных и практических целях. Применение предложенного способа позволит научно обоснованно выбрать метод воздействия на продуктивный пласт или прискважинную зону продуктивного пласта, направленный на повышение проницаемости пласта, нефтеотдачи залежи.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет в рамках одного эксперимента решить ряд экспериментальных задач:

1. Определение толщины и подвижности молекул граничного слоя модельных углеводородных систем в поровом пространстве естественных пород-коллекторов.

2. Определение коэффициента проницаемости пород-коллекторов по углеводородным системам и вытесняющему агенту при вытеснении углеводородов, определение коэффициента вытеснения.

3. Определение гидрофобизирующей способности углеводородных систем.

Таблица.
Экспериментальные и расчетные данные для образца № 29.
	Гептадекан	Гептадекан с добавкой гидрофобизатора "АГР"
Масса сухого образца керна, г (Мс)	43.2478
Масса насыщенного углеводородами образца, г (Мв)	46.5408
Масса углеводородов в поровом пространстве, г (М)	3.293
Общее количество углеводородов в образце по данным ЯМР, % (А0 )	50.94
Количество углеводородов в граничном слое по данным ЯМР, % (А1 )	5.42	6.83
Масса углеводородов в граничном слое, г (Мгс)	0.3503	0.4415
Плотность углеводородов, г/см3 ( )	0.777
Удельная поверхность образца керна, м2/г (Sуд)	19.14
Толщина граничного слоя углеводородов, A (h)	5.45	6.86
Проницаемость образца по углеводородам, мД	91.95	64.11
Проницаемость образца по пластовой воде при вытеснении углеводородов, мД	2.49	5.78
Общее количество углеводородов и пластовой воды в образце после вытеснения по данным ЯМР, % (А2)	48.70	46.42
Количество пластовой воды и углеводородов граничного слоя по данным ЯМР, % (А 3)	25.78	25.89
Коэффициент вытеснения, %	44.35	46.29