способ определения нефтенасыщенности породы

Формула изобретения

1. Способ определения нефтенасыщенности породы, включающий приготовление исследуемого образца из керна нефтеводовмещающих пород, моделирование в нем пластовых условий, определение интенсивности рентгеновского излучения при сканировании сухого исследуемого образца породы, насыщение его моделью пластовой воды и определение интенсивности рентгеновского излучения при сканировании исследуемого образца породы при 100%-ной водонасыщенности, определение остаточной водонасыщенности, фильтрацию нефти и агента, сканирование рентгеновским излучением исследуемого образца породы и установление по математическим формулам нефтенасыщенности, отличающийся тем, что при фильтрации нефти в качестве агента используют газ, дополнительно определяют интенсивность рентгеновского излучения при сканировании образца породы, насыщенного тремя фазами, а именно остаточной водонасыщенностью, промежуточной нефте- и газонасыщенностью, а нефтенасыщенность определяют по формуле



где I_cyx - интенсивность рентгеновского излучения при сканировании исследуемого сухого образца породы;

I_вод - интенсивность рентгеновского излучения при сканировании исследуемого образца породы, насыщенного на 100% моделью пластовой воды;

I - интенсивность рентгеновского излучения при сканировании исследуемого образца породы с остаточной водонасыщенностью, промежуточной нефте- и газонасыщенностью;

S_во - остаточная водонасыщенность;

µ _в, µ_н - коэффициенты поглощения рентгеновского излучения моделью пластовой воды и нефти, маркированной йодооктаном, причем отношение коэффициентов µ_в, µ _н определяют предварительно перед фильтрацией.

2. Способ определения нефтенасыщенности керна по п.1, отличающийся тем, что отношение коэффициентов µ_в, µ _н определяют путем сканирования рентгеновским излучением модели пластовой воды и нефти, маркированной йодооктаном.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтепромысловой геофизики и может быть использовано при исследовании процессов многофазной фильтрации жидкостей, в частности процессов вытеснения нефти агентами из слоисто-неоднородного пласта с определением флюидонасыщенностей терригенных пород.

Известен способ определения нефте- и водонасыщенности образцов горных пород, включающий последовательное измерение веса нефтенасыщенного образца, помещение образца в дейтерированную воду, измерение амплитутды сигнала ЯМР от образца с дейтерированной водой, помещение образца в дистиллированную воду, измерение веса и амплитуды сигнала от образца с дистиллированной водой, высушивание 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., насыщение образца керосином, измерение амплитуды сигнала от образца с керосином, а количество нефти и воды в образце определяют по соответствующим формулам (патент РФ № 2175764, G01N 24/08, публ. 2001). Способ трудоемкий и требует дорогостоящего оборудования.

Известен способ определения водо- и нефтенасыщенности керна, включающий подготовку рабочей жидкости и образца к испытаниям, экстракцию и высушивание образца, создание рабочего давления и температуры, соответствующих пластовым, измерение электрического сопротивления образцов керна (ОСТ 39-235-89 «Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»). Определение водонасыщенности проводят при фильтрации минерализованной воды и нефти в различных соотношениях в условиях, максимально приближенных к пластовым, с использованием пластовых и модельных жидкостей. Нефтенасыщенность керна определяют при условии заполненности порового пространства водой и нефтью: S_н=1-S_в , где S_н и S_в - нефтенасыщенность и водонасыщенность. С использованием данного способа невозможно определить нефтенасыщенность при наличии газа в поровом пространстве.

Известен способ определения водо- и нефтенасыщенности с помощью полихроматической рентгеновской системы с контролем насыщенности пород коллектора жидкостями по поглощению рентгеновского излучения (Кузнецов A.M. Научно-методические основы и исследования влияния свойств пород-коллекторов на эффективность извлечения углеводородов из недр. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. М., 1998), взятый за прототип. Данные об интенсивности рентгеновского излучения собирают при движении рентгеновской трубки, коллиматора и детектора как единиц ячейки вдоль горизонтальной оси исследуемого образца от входного сечения к выходному. Моделируют пластовые условия. Водонасыщенность образца породы рассчитывают на основе закона Ламберта, используя линейность полулогарифмической зависимости рентгеновского излучения, измеренного при 100%-ной насыщенности образца меченой жидкостью и 100%-ной насыщенности не меченой жидкостью по математической формуле, для чего измеряют текущую интенсивность рентгеновского излучения, прошедшего через сухой образец; интенсивность рентгеновского излучения при 100%-ной насыщенности меченой жидкостью. При этом меченой может быть как водная фаза (в качестве метки используют иодид натрия), так и нефтяная (метка-раствор йодооктана). Недостатком данного способа (при маркировании нефти) является недостаточно высокая точность, так как не учитываются изменения количества воды в образце в процессе эксперимента, что увеличивает ошибку измерения по нефтенасыщенности. Данный способ длительный, требующий временных затрат на проведение процедуры насыщения образца нефтью на 100%.

Поставлена задача разработать экспрессный и информативный способ для определения нефтенасыщенности пород при сохранении требований ОСТов по определению фазовых проницаемостей.

Технический результат способа заключается в увеличении надежности и точности измерения нефтенасыщенности пород.

Технический результат достигается тем, что в известном способе определения нефтенасыщенности керна, включающем приготовление исследуемого образца из керна нефтеводовмещающих пород, моделирование в нем пластовых условий, определение интенсивности рентгеновского излучения при сканировании сухого исследуемого образца породы, насыщение его моделью пластовой воды и определение интенсивности рентгеновского излучения при сканировании исследуемого образца породы при 100%-ной водонасыщенности, определение остаточной водонасыщенности, фильтрацию нефти и агента, сканирование рентгеновским излучением исследуемого образца породы и установление по математическим формулам нефтенасыщенности, новым является то, что при фильтрации нефти в качестве агента используют газ, определяют интенсивность рентгеновского излучения при сканировании образца породы, насыщенного тремя фазами, а именно остаточной водой, промежуточной нефте- и газонасыщенностью, нефтенасыщенность определяют по формуле:

где I_сух - интенсивность рентгеновского излучения при сканировании исследуемого сухого образца породы;

I_вод - интенсивность рентгеновского излучения при сканировании исследуемого образца породы, насыщенного на 100% моделью пластовой воды;

I - интенсивность рентгеновского излучения при сканировании исследуемого образца породы с остаточной водонасыщенностью, промежуточной нефте- и газонасыщенностью;

S_во - остаточная водонасыщенность;

µ_в, µ _н - коэффициенты поглощения рентгеновского излучения модели пластовой воды и нефти, маркированной йодооктаном, причем отношение коэффициентов µ_в, µ_н определяют предварительно перед фильтрацией путем сканирования рентгеновским излучением модели пластовой воды и нефти, маркированной йодооктаном.

Напряжение на рентгеновской трубке для всех измерений устанавливают в интервале от 65 до 85 кВ и выдерживают постоянным в течение исследования. Это необходимо для того, чтобы спектр излучения в эксперименте не изменялся.

I_cyx - соответствует поглощению рентгеновского излучения породой, из которой состоит образец керна.

I_вод - изменяется для каждого образца породы, поскольку зависит от объема порового пространства и от величины поглощения в сухом образце керна. Измерение интенсивности рентгеновского излучения при сканировании сухого образца породы, насыщенного на 100% минерализованной водой (модель пластовой воды), позволяет исключить влияние порового объема образца и поглощения сухой породы на величину нефтенасыщенности.

Остаточную водонасыщенность - S_во создают стандартным способом, а именно методом капилляриметрии или центрифугирования, измеряют значение S_во взвешиванием образца с остаточной водонасыщенностью и помещают образец в емкость с керосином (нефтью). Обычно значение остаточной водонасыщенности составляет 25-40% и остается постоянной в эксперименте при фильтрации нефти и газа. Перед фильтрацией нефти и газа поровое пространство керна насыщено остаточной водой и нефтью. Для совместной фильтрации нефти и агента в качестве агента выбран газ.

Отношение коэффициентов µ_в, µ_н определяют предварительно перед совместной фильтрацией путем измерения интенсивностей рентгеновского излучения, прошедшего через модель пластовой воды и маркированную йодооктаном нефть.

Для фильтрации используют нефть с добавлением йодооктана (C₈H ₁₇I).

Коэффициент поглощения нефти с добавлением 10% йодооктана не зависит от состава нефти (с погрешностью около 1%), поэтому зависимость отношения поглощения модели пластовой воды к поглощению йодированной нефти - µ_в/µ _н от минерализации воды является общей для любой нефти (см. табл.). В таблице представлены значения отношения µ _в/µ_н в зависимости от минерализации модели пластовой воды. Данные можно использовать в других экспериментах при расчете отношения коэффициентов µ_в/µ _н для модели пластовой воды с минерализацией NaCl от 0 до 45 г/дм³ и любой нефти с добавлением 10% йодооктана.

Для измерения µ_в/µ_н модель пластовой воды и нефть поочередно наливают в емкость с малопоглощающими рентгеновское излучение стенками, толщина просвечиваемого слоя жидкости при этом должна быть около 10 мм.

Использован рентгеновский аппарат со стабилизированным напряжением на аноде с постоянной экспозицией. Величина тока рентгеновской трубки и выдержка детектора подобраны таким образом, чтобы отношение сигнал/шум было максимальным. Напряжение на рентгеновской трубке для всех измерений устанавливают одинаковым. Это необходимо для того, чтобы спектр излучения не изменялся. В качестве детектора рентгеновского излучения использован редкоземельный люминесцентный экран на основе оксисульфида гадолиния Gd₂O₂ S, легированного тербием на темной, поглощающей рассеянное излучение подложке, и полупроводниковая матрица. Интенсивность переизлучения данного экрана и чувствительность полупроводниковой матрицы максимальны в зеленой области спектра. Также можно использовать в качестве детектора кристалл CsI(Tb) с фотоэлементом.

Поглотитель добавляют для увеличения контрастности изображения и, как следствие, для увеличения точности определения нефтенасыщенности. В качестве поглотителя можно использовать йодсодержащие растворимые в нефти жидкости - йодооктан, йододекан. Для полного замещения керосина йодированной нефтью, на подготовительном этапе, через образцы фильтруют 2-3 поровых объема нефти с йодооктаном, затем образцы выдерживают при пластовых условиях около 16-24 часов.

Для осуществления заявляемого способа нами были использованы нефтеводонасыщенные образцы пород из скважин различных месторождений Западной Сибири. Для анализа были взяты 19 нефтеводонасыщенных образцов реальных пород.

В таблице представлена зависимость отношения коэффициентов поглощения маркированной йодооктаном нефти и модели пластовой воды от минерализации пластовой воды.

На фигуре 1 представлена корреляционная зависимость нефтенасыщенности, определенной рентгеновским способом и прямым методом взвешивания.

На фигуре 2 представлена зависимость отношения коэффициентов поглощения нефти и воды от минерализации модели пластовой воды (NaCl г/дм³).

Пример проведения эксперимента по определению коэффициентов фазовой проницаемости при совместной фильтрации нефти и газа для различных значений нефтегазонасыщенности пород с использованием заявленного способа.

Экспериментальные исследования проведены с тремя образцами Западно-Останинского месторождения с проницаемостями 50 мкм²·10^-3, 44,4 мкм²·10^-3, 41,1 мкм²·10 ^-3 и пористостями 0,163, 0,163 и 0,158 соответственно.

Для эксперимента выбирают однородные по составу образцы породы без сколов и трещин. В качестве рабочих жидкостей используют воду с добавлением соли NaCl в количестве 42,6 г/дм³ и пластовую фильтрованную нефть с добавлением 10% йодооктана.

Перед проведением эксперимента по определению фазовых проницаемостей для образца породы определяют проницаемость по газу на капилляриметре, а также объем пор. Образец экстрагируют и высушивают в термошкафу при температуре 105°С до постоянной массы. Образец помещают в витоновую манжету внутри рентгенопрозрачного кернодержателя. В пространство между стенкой кернодержателя и манжетой подают минеральное масло, создающее давление обжима образца, на 3-5 МПа превышающее пластовое давление. Прогревают кернодержатель до пластовой температуры T=85°С и сканируют образец породы, т.е. просвечивают коллимированным пучком рентгеновского излучения, с помощью детектора измеряют интенсивность прошедшего излучения, каретку с рентгеновским аппаратом и детектором смещают вдоль образца с шагом 0,8 мм, на каждом шаге проводят измерение интенсивности излучения. Проводят усреднение сигнала детектора. Усреднение сигнала проводят для того, чтобы получить среднее по образцу поглощение. Средняя нефтенасыщенность является истинной для образца. На рентгеновской трубке напряжение равно 75 кВ, а ток - 210 мкА. При сканировании сухого образца породы ток трубки подбирают таким образом, чтобы сигнал с детектора был не менее 4/5 от верхней границы измерения детектора, выбранное значение тока не меняется в течение всего эксперимента. Усредненный сигнал детектора при сканировании сухого образца породы I_сух - 4,4529 В.

Образец вакуумируют в течение 3 часов, затем, не останавливая вакуумирования, на вход кернодержателя с помощью плунжерного насоса подают модель пластовой воды, объемная скорость подачи жидкости не более 0,1 мл/мин. При появлении жидкости на выходе кернодержатель перекрывают, давление в образце породы поднимают до пластового значения. Фильтруют модель пластовой воды в количестве 3 поровых объема, систему выдерживают в таком режиме 10-12 часов. Проводят сканирование рентгеновским излучением насыщенного на 100% минерализованной водой образца породы. Сигнал с детектора усредняют. Для образца насыщенного на 100% усредненный сигнал I_вод - 4,0279 В. Извлекают образцы породы из кернодержателя, создают остаточную водонасыщенность методом центрифугирования и определяют ее взвешиванием керна: S_во - 0,305; 0,329; 0,346 (Е.А.Поляков. Методика изучения физических свойств коллекторов нефти и газа. Москва, Недра, 1981). Помещают образцы породы в кернодержатель, повышают давление обжима и прогревают до пластовой температуры T=85°С. Подают в образцы породы керосин (для определения проницаемости) до прекращения выхода пузырьков воздуха, затем перекрывают выход кернодержателя и поднимают давление до пластового. Фильтруют керосин в количестве не менее 5 поровых объемов, затем нефть в количестве около 3 поровых объемов. Выдерживают образцы породы при температуре и давлении 16-24 часа.

Проводят совместную фильтрацию йодированной нефти и газа в соотношениях 100:0, 75:25, 50:50, 25:75 и 100% газа. При каждом соотношении проводят сканирование образца породы, измеряют среднее значение сигнала детектора I - 3,52512; 3,72051; 3,7486; 3,8149 и 3,8502 соответственно. По графику (фиг.2) находят отношение коэффициентов поглощения: µ_в/µ_н=2,947.

По математической формуле определяют нефтенасыщенность S _н для каждого режима фильтрации: 68,69; 50,44; 47,90; 41,96 и 38,85%.

Вклад в суммарную погрешность метода определения нефтенасыщенности вносят колебания комнатной температуры в процессе фильтрационного эксперимента, нестабильность экспозиции рентгеновского излучения, неточность определения отношения коэффициентов поглощения µ_в/µ_н, а также изменение положения образцов породы при создании остаточной водонасыщенности вне установки.

Для вычисления погрешности метода определения нефтенасыщенности образцы породы извлекают из кернодержателя после фильтрационного эксперимента и взвешивают: М=68,568 г. Определяют нефтенасыщенность образцов породы:

где М_во=66,872 г - масса образца с остаточной водой (определяется после центрифугирования), _нефть=0,828 г/мл - плотность нефти, V_пор =5,016 мл - объем пор. Значения нефтенасыщенностей, полученные заявленным способом и весовым, откладывают на графике (фиг.1). Суммарную ошибку измерения оценивают по среднеквадратичному разбросу экспериментальных данных относительно линии с единичным наклоном, выходящей из начала координат. В интервале нефтенасыщенностей 20-80% величина относительной погрешности составила около 6%. Таким образом, использование заявляемого способа при определении нефтенасыщенности обеспечивает достаточно высокую точность и надежность лабораторных анализов, которая удовлетворяет требованиям законодательно-нормативной базы по определению фазовых проницаемостей нефти и газа.

Таблица
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОДЫ
Минерализация модели пластовой воды, NaCl г/дм3
0	3,45
15	2,99
30	2,97
45	2,95