RU2175764C2 - Method for determination of petroleum-water saturation of specimen rocks - Google Patents
Method for determination of petroleum-water saturation of specimen rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2175764C2 RU2175764C2 RU2000100643/28A RU2000100643A RU2175764C2 RU 2175764 C2 RU2175764 C2 RU 2175764C2 RU 2000100643/28 A RU2000100643/28 A RU 2000100643/28A RU 2000100643 A RU2000100643 A RU 2000100643A RU 2175764 C2 RU2175764 C2 RU 2175764C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- sample
- oil
- amplitude
- kerosene
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области исследования нефте- и водосодержания неэкстрагированных образцов пород-коллекторов методом импульсного протонного ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и предназначается для оценки кондиционных параметров пород-коллекторов по керну при подсчете запасов нефти и газа, оперативном контроле за разработкой нефтяных месторождений и определении эффективности различных методов повышения нефтеотдачи пластов. The invention relates to the field of studying the oil and water content of unextracted samples of reservoir rocks by pulsed proton nuclear magnetic resonance (NMR) and is intended to assess the conditioning parameters of reservoir rocks by core in calculating oil and gas reserves, operational monitoring of the development of oil fields and determining the effectiveness various methods of increasing oil recovery.
Известен способ определения количества нефти и воды в нефтеводонасыщенных образцах горных пород, согласно которому методом 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 -30oC). 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.).There is a method of determining the amount of oil and water in oil-saturated rock samples, according to which the NMR method for phase identification measures the amplitude of the liquid signal in the pore volume of the sample at two temperatures: first, at room temperature, and then at the freezing temperature of pore water (about -30 o C) The difference in these amplitudes of the signals determines the amount of oil and water in the rock sample (see, for example, Zakharchenko T. A. "Nuclear magnetic relaxation of water protons, aqueous solutions of salts and hydrocarbons in porous media with a small specific surface.") degree of candidate of physical and mathematical sciences. - Kazan.-KSU.-1981).
Указанный способ основан на свойстве уменьшения сигнала ЯМР от молекул воды при изменении ее фазового состояния из жидкого в твердое. The specified method is based on the property of decreasing the NMR signal from water molecules when its phase state changes from liquid to solid.
Однако указанный способ не обеспечивает достаточной точности определения содержания воды и нефти в поровом пространстве. Это происходит по следующим причинам. However, this method does not provide sufficient accuracy for determining the content of water and oil in the pore space. This occurs for the following reasons.
Во-первых, как показывают эксперименты, амплитуда сигнала от нефти функционально зависит от температуры во всем диапазоне как положительных, так и отрицательных температур, причем, для каждой нефти по своему закону. Отсюда амплитуда от нефти при разных температурах не отражает один и тот же объем нефти. Это приводит к ошибке определения нефтенасыщенности, которая достигает 15% и более. Firstly, experiments show that the amplitude of the signal from oil is functionally dependent on temperature in the entire range of both positive and negative temperatures, moreover, for each oil according to its own law. Hence, the amplitude of the oil at different temperatures does not reflect the same volume of oil. This leads to an error in determining oil saturation, which reaches 15% or more.
Во-вторых, суммарное количество воды и нефти в образце, определяемое с помощью эталонов, будет верным лишь тогда, когда объемная концентрация водорода в воде и нефти будет одинаковой. Практически это условие никогда не выполняется, так как углеводородный состав нефтей различных месторождений индивидуален и не описывается в аналитическом виде какой-либо формулой. Secondly, the total amount of water and oil in the sample, determined using standards, will be true only when the volume concentration of hydrogen in water and oil is the same. In practice, this condition is never fulfilled, since the hydrocarbon composition of the oils of various fields is individual and is not described in analytical form by any formula.
Таким образом, описываемый способ обладает большой ошибкой и существенно искажает истинное содержание флюидов в породе. Thus, the described method has a large error and significantly distorts the true fluid content in the rock.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ определения количества нефти и воды в нефтеводонасыщенных образцах горных пород (см., например, авторское свидетельство СССР N 1436637, кл. G 01 N 24/08, от 10.07.86 г.), согласно которому методом ЯМР измеряют суммарное количество жидкостей в образце посредством сравнения измерений амплитуды сигнала образца с измеренной амплитудой сигнала от эталона, помещение образца в дейтерированную воду и определение количества нефти в образце путем сравнения с амплитудой сигнала от эталона, в качестве которого используют либо раствор обычной воды в дейтерированной воде, либо раствор нефти в четыреххлористом углероде, идентичной нефти, содержащейся в образце. Для уменьшения ошибки за счет разной концентрации водорода в известном способе используют также калибровочный коэффициент, равный произведению отношения амплитуд сигналов от равных объемов нефти и воды на отношение плотностей этих жидкостей. Closest to the technical nature of the claimed method is a method for determining the amount of oil and water in oil-saturated rock samples (see, for example, USSR author's certificate N 1436637, class G 01 N 24/08, from 10.07.86), according to which by the NMR method measures the total amount of liquids in the sample by comparing measurements of the amplitude of the signal of the sample with the measured amplitude of the signal from the standard, placing the sample in deuterated water and determining the amount of oil in the sample by comparing it with the amplitude of the signal from coupon, which is used as either a solution of ordinary water in deuterated water, or a solution of oil in carbon tetrachloride, identical to the oil contained in the sample. To reduce errors due to different concentrations of hydrogen in the known method also use a calibration factor equal to the product of the ratio of the amplitudes of the signals from equal volumes of oil and water to the ratio of the densities of these liquids.
Так как в этом способе нет операции замораживания, как в аналоге, то и ошибка, связанная с температурным фактором, полностью исключается. Идентификация амплитуды сигнала от нефти на фоне суммарного сигнала от жидкости производится за счет операции замещения молекул обычной воды молекулами тяжелой воды, которые обладают иными ядерно-магнитными свойствами и не резонируют при возбуждении на частоте протонов. В результате такой частотной селекции при измерении амплитуды сигнала ЯМР сигнал от объема воды не появляется и наблюдается только сигнал от протонов нефти. Since in this method there is no freezing operation, as in the analogue, the error associated with the temperature factor is completely eliminated. The identification of the amplitude of the signal from oil against the background of the total signal from the liquid is carried out by replacing ordinary water molecules with heavy water molecules that have different nuclear magnetic properties and do not resonate when excited at a proton frequency. As a result of such frequency selection, when measuring the amplitude of the NMR signal, the signal from the volume of water does not appear and only the signal from the protons of the oil is observed.
Однако в указанном известном способе не обеспечивается высокая точность определения содержания нефти и воды в горных породах. Объясняется это следующим. However, in the aforementioned known method, the high accuracy of determining the oil and water content in rocks is not ensured. This is explained as follows.
Проведение количественных анализов с применением метода ЯМР основано на измерении суммарной амплитуды сигнала, пропорциональной количеству атомов водорода - протонов, находящихся в объеме исследуемой жидкости, например воде, нефти, битуме. При этом, чем больше объемная концентрация водорода в веществе, тем больше сигнал ЯМР, который измеряется, например, в милливольтах (1 мВ = 10-3 В). Концентрация водорода в воде составляет всегда 11.19%. Для широкого круга нефтей эта величина непостоянна и изменяется от 8 до 14% в жидких нефтях. В битумах эта величина может снижаться до 5-6%, что, естественно, требует введения поправочных коэффициентов, если количество нефти находится через сравнение концентрации протонов в нефти и в эталоне, как в известном способе. При этом во всех случаях подчеркивается, что комплексный калибровочный коэффициент рассчитывается для проб нефти в большом объеме (в пробирке), но идентичной той, которая находится в поровом микрообъеме реальных неэкстрагированных горных пород. Таким образом, для каждого образца необходима дополнительная информация по свойствам нефти, идентичной природной.Quantitative analyzes using the NMR method are based on measuring the total amplitude of the signal proportional to the number of hydrogen atoms - protons in the volume of the investigated fluid, for example, water, oil, bitumen. In this case, the higher the volumetric concentration of hydrogen in the substance, the greater the NMR signal, which is measured, for example, in millivolts (1 mV = 10 -3 V). The concentration of hydrogen in water is always 11.19%. For a wide range of oils, this value is variable and varies from 8 to 14% in liquid oils. In bitumen, this value can be reduced to 5-6%, which, of course, requires the introduction of correction factors if the amount of oil is found by comparing the concentration of protons in the oil and in the standard, as in the known method. Moreover, in all cases, it is emphasized that the complex calibration factor is calculated for oil samples in a large volume (in vitro), but identical to that located in the pore microvolume of real unextracted rocks. Thus, for each sample, additional information on the properties of oil identical to natural is needed.
Однако практика показывает, что только в некоторых частных случаях, например модельных образцах, можно пользоваться таким приближением. Дело в том, что нефть в поровом пространстве реальных пород всегда характеризуется особыми аномальными физическими свойствами вследствие сильного взаимодействия молекул нефти с поверхностью твердого скелета пород. В целом свойства нефти зависят от характеристик горных пород, в частности от размера пор и поровых каналов. Дополнительно эти свойства также зависят от технологии и степени вытеснения нефти из пор. Например, промытые водой участки нефтяного пласта содержат остаточную нефть в количестве 12-35% от порового объема, обогащенную тяжелыми компонентами нефти (асфальтенами и смолами), которые существенно отличаются по концентрации водорода (на 2-5%) и плотности (на 0.02-0.1 г/см3) от поверхностных проб нефти. Следовательно, при измерениях указанным известным способом всегда будет иметься неконтролируемая ошибка, связанная с неизвестными свойствами реальной нефти в порах.However, practice shows that only in some special cases, for example, model samples, can this approximation be used. The fact is that oil in the pore space of real rocks is always characterized by special anomalous physical properties due to the strong interaction of oil molecules with the surface of the solid rock skeleton. In general, the properties of oil depend on the characteristics of the rocks, in particular on the size of pores and pore channels. Additionally, these properties also depend on the technology and degree of oil displacement from the pores. For example, water-washed sections of the oil reservoir contain residual oil in the amount of 12-35% of the pore volume, enriched with heavy oil components (asphaltenes and resins), which differ significantly in hydrogen concentration (2-5%) and density (0.02-0.1 g / cm 3 ) from surface oil samples. Therefore, when measuring in the known manner, there will always be an uncontrolled error associated with the unknown properties of real oil in the pores.
Во-вторых, в известном способе утверждается, что при использовании водяного весового эталона определяется истинное количество воды в образце, что не совсем верно. По умолчанию во всех случаях в известном способе речь идет об оценке веса воды без солей, то есть пресной воды. В общем случае амплитуда сигнала ЯМР не чувствительна к минерализации и характеризует только протоны воды или объем пресной воды. В реальных нефтеводонасыщенных кернах пластовая вода всегда минерализована за счет растворенных солей (в основном хлористого натрия - NaCl), количество которых изменяется на разных месторождениях от 0.1 до 26% весовых (1-260 г/л). Отсюда определение веса воды в породе по известному способу без учета минерализации приводит к ошибке, достигающей 20% отн. и более. Secondly, the known method claims that when using a water weight standard, the true amount of water in the sample is determined, which is not entirely true. By default, in all cases, in the known method we are talking about estimating the weight of water without salts, that is, fresh water. In the general case, the amplitude of the NMR signal is not sensitive to mineralization and characterizes only protons of water or the volume of fresh water. In real oil-saturated cores, formation water is always mineralized due to dissolved salts (mainly sodium chloride - NaCl), the amount of which varies in different fields from 0.1 to 26% by weight (1-260 g / l). Hence, the determination of the weight of water in the rock by a known method without taking into account mineralization leads to an error reaching 20% rel. and more.
В-третьих, в известном способе определяются абсолютные веса нефти и воды в граммах или миллиграммах, которые на практике никогда не используются. В нефтедобыче начальная, текущая или остаточная флюидонасыщенность рассчитывается в относительных единицах (д. ед.), то есть в пересчете к величине порового объема. В известном способе, например, при исследовании неэкстрагированного керна создаются серьезные дополнительные трудности (необходимо прежде определить коэффициент пористости и реальную плотность нефти и воды) при пересчете абсолютных единиц в относительные, что является существенным недостатком в плане широкого практического внедрения известного способа в лабораторную практику. Thirdly, in the known method, the absolute weights of oil and water are determined in grams or milligrams, which are never used in practice. In oil production, the initial, current or residual fluid saturation is calculated in relative units (units), that is, in terms of the pore volume. In the known method, for example, in the study of unextracted core, serious additional difficulties are created (it is first necessary to determine the porosity coefficient and the actual density of oil and water) when converting absolute units to relative, which is a significant drawback in terms of the wide practical implementation of the known method in laboratory practice.
В-четвертых, в случае нахождения в поровом пространстве горных пород трех гетерогенных фаз, например воды, жидкой нефти и вязкого битума, известный способ не позволяет определять их количественный состав, так как здесь необходимо вводить поправочные коэффициенты уже и для воды, и для нефти, и для битума. Fourth, if there are three heterogeneous phases in the pore space of rocks, for example, water, liquid oil and viscous bitumen, the known method does not allow determining their quantitative composition, since it is necessary to introduce correction coefficients for water and oil, and for bitumen.
Таким образом, известный способ не гарантирует высокой точности проведения измерений в реальных нефтеводонасыщенных породах в принципе, а в частности, величина ошибки определения отдельно для воды и нефти может превышать 20%, что недопустимо на практике. Thus, the known method does not guarantee high accuracy of measurements in real oil-saturated rocks in principle, and in particular, the value of the determination error separately for water and oil may exceed 20%, which is unacceptable in practice.
Целью настоящего изобретения является повышение точности определения количества нефти и воды с любой концентрацией водорода в нефти, и с любой минерализацией воды, и с любым соотношением поровых флюидов в горных породах. The aim of the present invention is to improve the accuracy of determining the amount of oil and water with any concentration of hydrogen in oil, and with any mineralization of water, and with any ratio of pore fluids in rocks.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе определения нефте- и водонасыщенности образцов горных пород, включающий последовательное помещение нефтеводонасыщенного образца в дейтерированную воду (D2O), выдерживание его до полного замещения содержащейся в образце воды на дейтерированную, измерение амплитуды сигнала ЯМР от нефти в образце с дейтерированной водой и установление по математическим формулам показателя нефте- и водонасыщенности образца, новым является то, что перед помещением нефтеводонасыщенного образца в D2O измеряют его вес, а после измерения амплитуды сигнала ЯМР от нефти в образце с D2O помещают этот образец в дистиллированную воду до полного замещения дейтерированной воды на дистиллированную и стабилизации веса насыщенного образца, измеряют вес образца с дистиллированной водой, измеряют амплитуду сигнала от образца с дистиллированной водой, производят высушивание образца горной породы при температуре испарения воды из образца с периодическим измерением текущей амплитуды сигнала и сравнением ее с амплитудой от образца с дейтерированной водой, а высушивание ведут до достижения величины отношения этих амплитуд, равной (0.7-0.8) ед., затем насыщают образец керосином и выдерживают его до стабилизации веса образца с керосином, измеряют вес образца с керосином, измеряют амплитуду сигнала от образца с керосином, а количество воды и нефти в образце определяют по формулам:
Pв= αв•(Aн+в-Aн)•ρв.д.+Pисх-Pн+в,
Kв = αв•(Aн+в-Aн)/αк•Aк,
Kн = (1-Kв),
где Pв, Pн - вес воды и нефти в горной породе, г;
Кв, Кн - объемное количество воды и нефти в образце горной породы, д.е.;
Ан+в - амплитуда сигнала от образца с дистиллированной водой, мВ;
Ан - амплитуда сигнала от образца с дейтерированной водой, мВ;
Ак - амплитуда сигнала от образца с керосином;
Рисх - вес исходного нефтеводонасыщенного образца, г;
Рн+в - вес образца с дистиллированной водой, г;
Рк - вес образца с керосином, г;
ρв.д. - плотность дистиллированной водой, равная 1.00 г/см3;
ρк - плотность керосина, равная 0.785 г/см3;
αв,αк - постоянные градуировки прибора для дистиллированной воды и керосина, см3/мВ.This goal is achieved by the fact that in the known method for determining the oil and water saturation of rock samples, comprising sequentially placing the oil-saturated sample in deuterated water (D 2 O), keeping it until the water contained in the sample is completely replaced by deuterated water, measuring the amplitude of the NMR signal from oil in a sample with deuterated water and the establishment of the oil and water saturation index of the sample using mathematical formulas, it is new that before placing the oil-saturated sample in D 2 O measure its weight, and after measuring the amplitude of the NMR signal from the oil in a sample with D 2 O, place this sample in distilled water until the deuterated water is completely replaced by distilled water and stabilize the weight of the saturated sample, measure the weight of the sample with distilled water, measure the signal amplitude from sample with distilled water, the rock sample is dried at a temperature of evaporation of water from the sample with periodic measurement of the current amplitude of the signal and comparing it with the amplitude of the sample from deuterated water, and drying is carried out until the ratio of these amplitudes reaches (0.7-0.8) units, then they saturate the sample with kerosene and maintain it until the weight of the sample with kerosene is stabilized, measure the weight of the sample with kerosene, measure the amplitude of the signal from the sample with kerosene, and the amount of water and oil in the sample is determined by the formulas:
P in = α in • (A n + in -A n ) • ρ east + P ref -P n + c ,
K in = α in • (A n + in -A n ) / α to • A to ,
K n = (1-K in ),
where P in , P n - the weight of water and oil in the rock, g;
To in , To n - the volumetric amount of water and oil in the rock sample, e .;
And n + in - the amplitude of the signal from the sample with distilled water, mV;
And n is the amplitude of the signal from the sample with deuterated water, mV;
And to is the amplitude of the signal from the sample with kerosene;
R Ref is the weight of the original oil-saturated sample, g;
R n + in - the weight of the sample with distilled water, g;
R to - the weight of the sample with kerosene, g;
ρ east - the density of distilled water equal to 1.00 g / cm 3 ;
ρ to - the density of kerosene, equal to 0.785 g / cm 3 ;
α in , α to - constant calibration of the device for distilled water and kerosene, cm 3 / mV.
Из патентной и научно-технической литературы нам не известны способы определения нефте - и водонасыщенности образцов горных пород импульсным методом ядерного магнитного резонанса, включающие совокупность указанных выше признаков, что позволяет сделать вывод о соответствии предлагаемого технического решения критерию "новизна". From the patent and scientific and technical literature, we do not know how to determine the oil and water saturation of rock samples by the pulsed method of nuclear magnetic resonance, which includes the totality of the above features, which allows us to conclude that the proposed technical solution meets the criterion of "novelty."
Достижение поставленной цели обеспечивается благодаря следующему. Achieving this goal is ensured by the following.
Первое, основное и существенное отличие заявляемого способа от известного заключается в том, что в процессе измерений не ставится цель как можно точнее учесть разницу в объемной концентрации водорода в нефти и воде. Несмотря на схожесть двух операций в предлагаемом и известном по прототипу способах - помещение образца в D2O и измерение амплитуды сигнала от нефти в образце с дейтерированной водой, суть нового способа совершенно иная, а именно: в каждом исследуемом образце с исходной нефтью и минерализованной водой поэтапно создаются стандартные экспериментальные условия, которые воспроизводятся при любых количествах фаз и соотношениях поровых флюидов и обеспечивают в итоге контролируемый уровень суммарной ошибки, зависящей только от точности измерения объемов двух известных типов стандартных жидкостей - дистиллированной воды и керосина.The first, main and significant difference of the proposed method from the known one is that during the measurement process the goal is not to take into account the difference in the volume concentration of hydrogen in oil and water as accurately as possible. Despite the similarity of the two operations in the proposed and known prototype methods — placing the sample in D 2 O and measuring the amplitude of the signal from the oil in the sample with deuterated water, the essence of the new method is completely different, namely: in each test sample with the original oil and mineralized water standard experimental conditions are created in stages, which are reproduced at any number of phases and ratios of pore fluids and, as a result, provide a controlled level of the total error, which depends only on the accuracy of eniya volumes of the two known types of standard liquids - distilled water and kerosene.
Второе отличие: в заявляемом способе при измерениях не используются эталонные образцы (водяные или нефтяные), как в прототипе, поэтому полностью исключаются ошибки, связанные с дополнительными измерениями эталонов, а также с субъективными эмпирическими моментами по выбору типа эталона и соответствующей расчетной формулы, как в известном способе. The second difference: in the claimed method, the measurements do not use reference samples (water or oil), as in the prototype, therefore, errors associated with additional measurements of the standards, as well as subjective empirical moments in choosing the type of standard and the corresponding calculation formula, are completely excluded, as in known method.
Третье отличие: в заявляемом способе не используется дополнительный калибровочный коэффициент в виде произведения отношения амплитуд сигналов от равных объемов нефти и воды на отношение плотностей этих жидкостей. Следовательно, полностью исключается ошибка за счет неэквивалентных свойств (концентрации водорода и плотности) поровых жидкостей и внешних проб нефти и воды. Поэтому при анализах, кроме исследуемого образца, не требуется иметь в наличии и проводить измерения на дополнительных внешних пробах нефти и воды, что существенно упрощает предлагаемый способ и делает его более экономичным. The third difference: in the present method does not use an additional calibration factor in the form of the product of the ratio of the amplitudes of the signals from equal volumes of oil and water to the ratio of the densities of these liquids. Consequently, the error due to nonequivalent properties (hydrogen concentration and density) of pore fluids and external samples of oil and water is completely eliminated. Therefore, in the analysis, in addition to the test sample, it is not necessary to have and carry out measurements on additional external samples of oil and water, which greatly simplifies the proposed method and makes it more economical.
Заявляемый способ особенно эффективен при разведочном бурении новых нефтеносных площадей, не обеспеченных в полном объеме достоверными пробами нефти и воды, а также информацией по физическим свойствам пластовых жидкостей. The inventive method is especially effective in exploratory drilling of new oil fields that are not fully provided with reliable samples of oil and water, as well as information on the physical properties of formation fluids.
Четвертое отличие: в заявляемом способе количественные измерения методом ЯМР проводятся с использованием градуировочного графика (как делается в большинстве геофизических методов, например ядерно-магнитном каротаже, нейтронном гамма-каротаже и др.), который, в частности, устанавливает взаимосвязь двух физических параметров: амплитуды (в мВ) сигнала ЯМР - "А" с соответствующей величиной (в см3) абсолютного объема - "V" (а не веса, как в прототипе) стандартной гомогенной термостатированной водородсодержащей жидкости - дистиллированной воды (индекс "в") или керосина (индекс "к"), описываемую формулой (1):
Vв(к)= αв(к)•Aв(к) (1)
Коэффициент пропорциональности ″αв(к)″, иначе "постоянная градуировки прибора" (в дальнейшем просто "постоянная прибора") для данной жидкости, определяется один раз для всей серии экспериментов. Расчет αв(к) проводится с использованием нескольких, например 3-5 градуировочных образцов, представляющих обычные образцы пород с известным объемом насыщенной стандартной жидкости. Главная особенность ЯМР-измерений по новому способу - аппаратурные параметры настройки спектрометра, от которых зависит постоянная прибора α, остаются неизменными в процессе измерения амплитуд сигналов от жидкости в образце породы при замещении исходной поровой воды различными типами вод - дейтерированной и дистиллированной. Это условие позволяет достаточно просто и надежно определять истинный объем воды без использования эталонов и введения таких неоднозначных понятий, как "кажущийся" вес нефти в поровом пространстве, что имеет место в известном по прототипу способе.The fourth difference: in the claimed method, quantitative NMR measurements are carried out using a calibration graph (as is done in most geophysical methods, for example, nuclear magnetic logging, neutron gamma ray logging, etc.), which, in particular, establishes the relationship between two physical parameters: amplitudes (in mV) of the NMR signal - "A" with the corresponding value (in cm 3 ) of the absolute volume - "V" (and not the weight, as in the prototype) of a standard homogeneous thermostated hydrogen-containing liquid - distilled water (and ndex "c") or kerosene (index "k") described by formula (1):
V in (k) = α in (k) • A in (k) (1)
The proportionality coefficient ″ α in (k) ″, otherwise the “instrument calibration constant" (hereinafter simply the "instrument constant") for a given liquid is determined once for the entire series of experiments. The calculation of α in (k) is carried out using several, for example 3-5 calibration samples, representing ordinary rock samples with a known volume of saturated standard liquid. The main feature of NMR measurements according to the new method is the spectrometer instrument settings, on which the instrument constant α depends, remain unchanged during the measurement of signal amplitudes from the liquid in the rock sample when the initial pore water is replaced with various types of water - deuterated and distilled. This condition allows you to quite simply and reliably determine the true volume of water without the use of standards and the introduction of such ambiguous concepts as the "apparent" weight of oil in the pore space, which takes place in the known method of the prototype.
Физические основы заявляемого способа следующие. The physical basis of the proposed method is as follows.
На первом этапе предлагаемого способа определяется истинное количество воды в порах с учетом ее возможной минерализации. Для этого в первой операции фиксируется полный исходный вес нефтеводонасыщенного образца (Рисх)" который включает вес твердого скелета (Рск), вес нефти и (или) битума (Рн), вес воды (Рв) и вес растворенных солей (Рс). Отсюда для определения абсолютного веса нефти необходимо определить все остальные слагаемые, то есть вес воды, вес соли и скелета.At the first stage of the proposed method, the true amount of water in the pores is determined taking into account its possible mineralization. To do this, in the first operation, the total initial weight of the oil-saturated sample (P ref ) is fixed, which includes the weight of the solid skeleton (P sc ), the weight of oil and (or) bitumen (P n ), the weight of water (P c ) and the weight of dissolved salts (P c ) From here, to determine the absolute weight of oil, it is necessary to determine all other terms, that is, the weight of water, the weight of salt and skeleton.
Вторая и третья операции по замещению исходной воды на дейтерированную и измерение амплитуды сигнала от нефти Ан аналогичны операциям по прототипу, с той лишь существенной разницей, что полученная при неизменных аппаратурных условиях величина амплитуды сигнала в дальнейшем не требует сравнения с чем-либо, например с амплитудой сигнала от нефтяного или водяного эталонов для пересчета в вес нефти, как в известном способе.The second and third operations for replacing the source water with deuterated water and measuring the amplitude of the signal from oil A n are similar to the operations of the prototype, with the only significant difference that the signal amplitude obtained under constant hardware conditions does not require further comparison with anything, for example, the amplitude of the signal from the oil or water standards for conversion to the weight of oil, as in the known method.
Следующая новая операция заключается в помещении образца с дейтерированной водой в дистиллированную воду с целью обеспечения стандартных условий в каждом образце. Эта операция позволяет определить вес и объем поровой воды с учетом ее исходной минерализации. После помещения нефтеводонасыщенного образца в дистиллированную воду начинается процесс однонаправленной диффузии ионов солей, который зависит только от разности (градиента) концентраций соли в образце и чистой воде. При длительном хранении образца в исходной пластовой воде такого процесса не происходит, т.к. здесь отсутствует разность концентраций между внешней и поровой водой. Фактически процесс вымывания солей начинается уже после помещения образца в дейтерированную воду, однако остаточная минерализация, которая, например, имеется на момент измерения амплитуды сигнала от нефти, не влияет на показания, так как ионы соли сосредоточены только в объеме воды и с нефтью не контактируют. The next new operation is to place the sample with deuterated water in distilled water in order to ensure standard conditions in each sample. This operation allows you to determine the weight and volume of pore water, taking into account its initial mineralization. After the oil-saturated sample is placed in distilled water, the process of unidirectional diffusion of salt ions begins, which depends only on the difference (gradient) of salt concentrations in the sample and pure water. During long-term storage of the sample in the source formation water, this process does not occur, because there is no concentration difference between the external and pore water. In fact, the salt washout process begins after the sample is placed in deuterated water, however, the residual mineralization, which, for example, was present at the time of measuring the amplitude of the signal from the oil, does not affect the readings, since salt ions are concentrated only in the volume of water and are not in contact with the oil.
В конечном итоге, ионы солей диффундируют из горной породы в окружающий объем дистиллированной воды и происходит обессоливание объема пор, занятого водой. Окончание процесса вымывания солей определяют по достижению постоянного веса насыщенного образца. Таким образом, разница исходного веса (Рисх) и веса образца после выдержки в дистиллированной воде (Рн+в) дает суммарный вес солей, находившихся в исходной воде. Учет минерализации полностью устраняет ошибку при определении веса исходной воды в образце, чего нет в известном способе.Ultimately, salt ions diffuse from the rock into the surrounding volume of distilled water and desalination of the pore volume occupied by the water occurs. The end of the salt leaching process is determined by achieving a constant weight of the saturated sample. Thus, the difference between the initial weight (P ref ) and the weight of the sample after exposure to distilled water (P n + c ) gives the total weight of the salts in the source water. Accounting for mineralization completely eliminates the error in determining the weight of the source water in the sample, which is not in the known method.
Полный (истинный) вес минерализованной воды в образце будет складываться из веса чистой дистиллированной воды (Рв.д.), равной произведению плотности (ρв.д.) на объем (Vв.д.) воды, и веса вымытой соли (Рc) по формуле:
Следует добавить, что расчет веса соли на стадии замещения образца дейтерированной водой в принципе невозможен по причине появления ошибки в весах, связанной с малым, но все-таки отличием плотностей обычной и дейтерированной воды. При равных объемах жидкостей дейтерированная вода будет весить всегда больше, чем обычная вода.The total (true) weight of the mineralized water in the sample will be the sum of the weight of pure distilled water (P East ) equal to the product of the density (ρ East ) by the volume (V East ) of water and the weight of the washed salt ( P c ) according to the formula:
It should be added that the calculation of the weight of salt at the stage of replacing the sample with deuterated water is in principle impossible due to the appearance of an error in the balance due to the small but still difference in the densities of ordinary and deuterated water. With equal volumes of liquids, deuterated water will always weigh more than ordinary water.
Для определения объема воды по формуле (2) используют амплитуду сигнала от образца с дистиллированной водой и величину амплитуды от образца с дейтерированной водой. В первом случае сигнал ЯМР формируется из суммарного вклада протонов, относящихся к объемам воды и нефти Ан+в = Ан + Ав. Во втором случае сигнал ЯМР от воды за счет частотной селекции искусственно подавляется и, соответственно, при измерениях наблюдается только амплитуда сигнала от протонов нефти Ан. Если обе указанные амплитуды Ан+в и Ан измеряются при одинаковых неизменных аппаратурных условиях, то есть с одной постоянной прибора α, их разность дает нам величину абсолютной амплитуды от протонов воды:
В общем случае амплитуда сигнала от нефти Ан может принадлежать нескольким (двум и более) объемным фазам углеводородов, например жидкой нефти и более вязкому битуму, но это абсолютно не влияет на конечный результат при определении объема воды. Истинный объем воды определяется как произведение разности амплитуд сигнала на постоянную прибора для дистиллированной воды:
Vв.д.= αв•Aв = αв(Aн+в-Aн) (3)
Подставляя (3) в (2) для определения веса воды в образце, получаем конечную формулу:
Pв = ρв.д.•αв•(Aн+в-Aн)+Pисх -Pн+в (4)
Для определения объемного количества воды (коэффициента водонасыщенности) в горной породе необходимо знать объем пор неэкстрагированного образца. Эта задача решена в следующих новых операциях предлагаемого способа.To determine the volume of water by the formula (2), the amplitude of the signal from the sample with distilled water and the amplitude from the sample with deuterated water are used. In the first case, the NMR signal is formed from the total contribution of protons related to the volumes of water and oil A n + b = A n + A c . In the second case, the NMR signal from water is artificially suppressed due to frequency selection, and, accordingly, only the amplitude of the signal from the protons of oil A n is observed during measurements. If both of the indicated amplitudes A n + b and A n are measured under the same constant instrument conditions, that is, with a single instrument constant α, their difference gives us the magnitude of the absolute amplitude from the protons of water:
In the general case, the amplitude of the signal from the oil An can belong to several (two or more) volumetric phases of hydrocarbons, for example, liquid oil and more viscous bitumen, but this does not affect the final result when determining the volume of water. The true volume of water is defined as the product of the difference between the signal amplitudes and the constant of the device for distilled water:
V east = α in • A in = α in (A n + in -A n ) (3)
Substituting (3) in (2) to determine the weight of water in the sample, we obtain the final formula:
P in = ρ east • α in • (A n + in -A n ) + P ref -P n + in (4)
To determine the volumetric amount of water (water saturation coefficient) in a rock, it is necessary to know the pore volume of an unextracted sample. This problem is solved in the following new operations of the proposed method.
В связи с тем, что нефть и вода всегда отличаются по объемной концентрации водорода, суммарный сигнал ЯМР от исходной гетерогенной жидкости в образце не может характеризовать истинную величину порового объема. Это возможно лишь в том случае, когда поровый объем заполнен какой-то одной гомогенной жидкостью с известной концентрацией водорода. В качестве последней наиболее часто, например по ГОСТу 26450.1-85, при определении коллекторских свойств пород используется керосин, обладающий высокой проникающей способностью при насыщении пор и микрокапилляров в образце, а также высокой растворяющей способностью по отношению к нефтяным углеводородам. Однако диффузионного замещения воды в порах образца керосином никогда не происходит по причине различного химического состава и отсутствия взаиморастворимости этих жидкостей. Как показали эксперименты, керосин может проникать в поры и насыщать образец горной породы лишь в том случае, когда в нем нет воды. Поэтому для удаления воды из пор предложен метод высушивания образцов при температуре испарения воды из горной породы. В процессе такой операции обязательно необходим критерий обработки, так как в противном случае при длительном прогреве из образца начнет интенсивно испаряться как вода, так и нефть, и полная растворимость остаточной нефти и керосина будет существенно затруднена и станет более длительной и неопределенной по времени. В частном случае, деструкция нефти при термообработке может препятствовать полному растворению нефти в керосине, что приведет к ошибке при определении объема пор и, следовательно, коэффициентов нефте- и водонасыщенности пород. Таким образом, задача заключается в том, чтобы удалить всю воду и одновременно не изменить, по возможности, свойства нефти. Due to the fact that oil and water always differ in the volume concentration of hydrogen, the total NMR signal from the initial heterogeneous liquid in the sample cannot characterize the true value of the pore volume. This is possible only when the pore volume is filled with any one homogeneous liquid with a known concentration of hydrogen. As the latter, most often, for example, according to GOST 26450.1-85, when determining the reservoir properties of rocks, kerosene is used, which has high penetration when saturated pores and microcapillaries in the sample, as well as high dissolving ability with respect to petroleum hydrocarbons. However, diffusion substitution of water in the pores of the sample with kerosene never occurs due to the different chemical composition and lack of mutual solubility of these liquids. As experiments have shown, kerosene can penetrate into the pores and saturate a rock sample only when there is no water in it. Therefore, to remove water from the pores, a method for drying samples at the temperature of evaporation of water from the rock is proposed. In the course of such an operation, a processing criterion is necessary, because otherwise, during prolonged heating, both water and oil will intensively evaporate from the sample, and the complete solubility of the residual oil and kerosene will be significantly hindered and will become longer and indefinite in time. In a particular case, the degradation of oil during heat treatment can impede the complete dissolution of oil in kerosene, which will lead to an error in determining the pore volume and, consequently, the oil and water saturation coefficients of the rocks. Thus, the task is to remove all the water and at the same time not to change, if possible, the properties of the oil.
В качестве естественного количественного критерия высушивания, на первый взгляд, можно было бы использовать амплитуду сигнала от нефти Ан в образце с дейтерированной водой. Но, как показывает опыт, в общем случае, при сушке до величины текущей амплитуды, равной, например, амплитуде сигнала от нефти, нет гарантии того, что в порах будет полностью отсутствовать вода. При высушивании образца вместе с водой может происходить испарение легких, наиболее летучих фракций нефти, что нарушит равенство (и, соответственно, точность критерия) между амплитудой сигнала от нефти до удаления воды (образец с D2O) и остаточной нефти (после высушивания). Следовательно, в этом случае граничная амплитуда при высушивании образца, эквивалентная сигналу от нефти Ан, будет включать, кроме остаточной нефти, и некоторое неконтролируемое количество воды, не испарившейся из образца. Отсюда амплитуда от нефти Ан не может использоваться в качестве критерия полного удаления воды из образца.As a natural quantitative criterion for drying, at first glance, one could use the amplitude of the signal from oil A n in a sample with deuterated water. But, as experience shows, in the general case, when drying to a current amplitude equal to, for example, the signal amplitude from oil, there is no guarantee that water will be completely absent in the pores. When a sample is dried together with water, evaporation of light, most volatile oil fractions can occur, which violates the equality (and, accordingly, the accuracy of the criterion) between the amplitude of the signal from the oil before the removal of water (sample with D 2 O) and the residual oil (after drying). Therefore, in this case, the boundary amplitude during drying of the sample, equivalent to the signal from oil A n , will include, in addition to residual oil, and some uncontrolled amount of water that does not evaporate from the sample. Hence, the amplitude of oil A n cannot be used as a criterion for the complete removal of water from the sample.
Поэтому необходимо было опытным путем установить точную границу контролируемого ЯМР-параметра, после которой образец будет полностью обезвожен, но при этом нефть сохранила бы свои характеристики, в частности растворимость в керосине. Therefore, it was necessary to experimentally establish the exact boundary of the controlled NMR parameter, after which the sample would be completely dehydrated, but the oil would retain its characteristics, in particular, solubility in kerosene.
Как было получено неожиданно и впервые нами в специальных опытах, вода полностью испаряется из нефтеводонасыщенного образца по достижению величины отношения текущей амплитуды сигнала от образца с дистиллированной водой к амплитуде от образца с дейтерированной водой, равной АтАн= (0.7-0.8) ед. Это граничное условие получено из данных серии экспериментов, в которых поэтапно проводилось предложенное высушивание образцов от воды с контролем процесса по величине текущей амплитуды сигнала ЯМР.As was unexpectedly and firstly obtained by us in special experiments, water completely evaporates from an oil-saturated sample upon reaching the ratio of the current amplitude of the signal from the sample with distilled water to the amplitude from the sample with deuterated water equal to A t A n = (0.7-0.8) units. This boundary condition was obtained from the data of a series of experiments in which the proposed drying of samples from water was carried out in stages with the control of the process by the magnitude of the current amplitude of the NMR signal.
После каждой ступени высушивания количество текущей оставшейся воды определяли дополнительным помещением образца в дейтерированную воду (D2O). Эксперименты продолжали до той ступени, после которой уже не изменялась амплитуда сигнала после D2O. Дело в том, что только оставшиеся в порах молекулы воды могут взаимодействовать с дейтерированной водой и приводить к уменьшению амплитуды сигнала за счет обмена с обычной водой. Таким образом, установленное равновесие амплитуды сигнала после высушивания и очередного помещения образца в D2O отражает факт полного удаления воды из горной породы.After each drying step, the amount of current remaining water was determined by additionally placing the sample in deuterated water (D 2 O). The experiments were continued until the stage after which the signal amplitude did not change after D 2 O. The fact is that only the water molecules remaining in the pores can interact with deuterated water and lead to a decrease in the signal amplitude due to exchange with ordinary water. Thus, the established equilibrium of the signal amplitude after drying and the next placement of the sample in D 2 O reflects the fact of complete removal of water from the rock.
Было установлено, что в интервале отношения текущей амплитуды к амплитуде от нефти 0.7-0.8 ед. количество воды в образце уменьшается до нуля и, соответственно, уже не препятствует в дальнейшем проникновению керосина в породу. It was found that in the range of the ratio of the current amplitude to the amplitude of oil 0.7-0.8 units. the amount of water in the sample decreases to zero and, accordingly, does not prevent further penetration of kerosene into the rock.
После операции высушивания образец насыщается керосином, который попадает в поровое пространство и взаимодействует с молекулами нефти. Процесс растворения хорошо наблюдается визуально по изменению окраски бесцветного керосина в емкости с образцом. Через некоторое время выдержки происходит полное диффузионное замещение керосином нефти в поровом пространстве, что контролируется по постоянному весу образца с керосином, который во всех случаях меньше начального за счет разности плотностей исходной нефти и керосина. Далее проводится новая операция измерения амплитуды сигнала от образца с керосином Ак со своей постоянной прибора αк. Объем керосина Vк, эквивалентный полному объему порового пространства Vп образца, определяется по формуле:
Vк = Vп = αк•Aк (5)
Объемное количество воды (коэффициент водонасыщенности) в горной породе с учетом (3) определяется по формуле:
KВ = Vд.в./Vп = αв•(Aн+в-Aн)/αк•Aк (6)
Весовое количество нефти в образце определяется с учетом веса воды и веса скелета образца по формуле:
Рн=Рн+в-Рв.д.-Рск. (7)
Вес твердого скелета образца находится как разность между весом образца с керосином и весом керосина в порах ρк•Vк (ρк - плотность керосина):
Pск = Pк-ρк•αк•Aк. (8)
Подставляя (8) в (7) и с учетом веса дистиллированной воды (ρв.д. - плотность дистиллированной воды), получаем конечную формулу для определения веса нефти в образце:
Pн = Pн+в-ρв.д.•αв•(Aн+в-Aн)-Pк+ρк•αк•Aк (9).After the drying operation, the sample is saturated with kerosene, which enters the pore space and interacts with oil molecules. The dissolution process is well observed visually by changing the color of colorless kerosene in the container with the sample. After some exposure time, complete diffusion substitution of oil with kerosene in the pore space occurs, which is controlled by the constant weight of the sample with kerosene, which in all cases is less than the initial one due to the difference in the densities of the initial oil and kerosene. Next, a new operation is carried out to measure the amplitude of the signal from the sample with kerosene A to with its instrument constant α to . The volume of kerosene V k equivalent to the total volume of the pore space V p of the sample is determined by the formula:
V k = V p = α k • A k (5)
The volumetric amount of water (water saturation coefficient) in the rock taking into account (3) is determined by the formula:
K B = V a.v. / V p = α in • (A n + in -A n ) / α to • A to (6)
The weight amount of oil in the sample is determined taking into account the weight of water and the weight of the skeleton of the sample according to the formula:
P n = P n + in -P east -R sk. (7)
The weight of the solid skeleton of the sample is found as the difference between the weight of the sample with kerosene and the weight of kerosene in the pores ρ k • V k (ρ k is the density of kerosene):
P ck = P k -ρ k • α k • A k . (8)
Substituting (8) into (7) and taking into account the weight of distilled water (ρ east - density of distilled water), we obtain the final formula for determining the weight of oil in the sample:
P n = P n + in -ρ east • α to • (A n + to -A n ) -P to + ρ to • α to • A to (9).
Объемное количество нефти (коэффициент нефтенасыщенности) в образце определяется с учетом коэффициента водонасыщенности Кв по формуле:.The volumetric amount of oil (oil saturation coefficient) in the sample is determined taking into account the water saturation coefficient K in according to the formula :.
Kн=Vн/Vп=((Vп-Vв)/ Vп=1-Кв (10)
Дополнительным отличительным признаком в заявляемом способе является учет фактора температуры. Как уже отмечалось выше, амплитуда сигнала ЯМР реальных нефтей с различными физическими свойствами функционально уменьшается с ростом температуры жидкости. Это является источником дополнительной ошибки, которая снижает точность количественных анализов. Для ряда нефтей, как показали наши исследования, температурный градиент амплитуды сигнала изменяется в широких пределах от 0.844 до 1.650 мВ•град-1. На практике это приводит к тому, что, например, при нестабильности температуры в 2-3 градуса, дополнительная ошибка амплитудных измерений увеличится на 1,5%. С целью полного исключения такой ошибки амплитуду сигнала от образца с дейтерированной и дистиллированной водой и керосином необходимо измерять всегда при постоянной температуре образца с жидкостью.K n = V n / V p = ((V p -V c ) / V p = 1-K c (10)
An additional distinguishing feature in the claimed method is the consideration of the temperature factor. As noted above, the amplitude of the NMR signal of real oils with different physical properties functionally decreases with increasing temperature of the liquid. This is a source of additional error, which reduces the accuracy of quantitative analyzes. For a number of oils, as our studies have shown, the temperature gradient of the signal amplitude varies over a wide range from 0.844 to 1.650 mV • deg -1 . In practice, this leads to the fact that, for example, with a temperature instability of 2-3 degrees, the additional error of the amplitude measurements will increase by 1.5%. In order to completely eliminate such an error, the amplitude of the signal from the sample with deuterated and distilled water and kerosene must always be measured at a constant temperature of the sample with liquid.
Ни один из указанных выше признаков в предлагаемом способе нельзя исключить или заменить на другой, иначе не будет достигнуто указанное в цели изобретения новое техническое свойство. None of the above features in the proposed method can be excluded or replaced with another, otherwise the new technical property indicated for the purpose of the invention will not be achieved.
Вышеизложенное позволяет сделать вывод о том, что заявляемый способ определения нефте- и водонасыщенности образцов горных пород соответствует критерию " изобретательский уровень". The above allows us to conclude that the inventive method for determining the oil and water saturation of rock samples meets the criterion of "inventive step".
Предлагаемый способ характеризуется чертежом, где приведен экспериментальный график зависимости изменения относительного количества воды в образце горной породы от отношения текущей амплитуды к амплитуде сигнала от нефти в процессе высушивания образца от воды. Из чертежа видно, что в интервале отношения текущей амплитуды к амплитуде нефти 0.7-0.8 ед., количество воды в образце уменьшается до нуля и, соответственно, уже не препятствует в дальнейшем проникновению керосина в породу, что определяет высокую точность предлагаемого способа. The proposed method is characterized by a drawing, which shows an experimental graph of the dependence of the change in the relative amount of water in the rock sample on the ratio of the current amplitude to the signal amplitude from oil during drying of the sample from water. It can be seen from the drawing that in the range of the ratio of the current amplitude to the amplitude of oil 0.7-0.8 units, the amount of water in the sample decreases to zero and, accordingly, does not prevent further penetration of kerosene into the rock, which determines the high accuracy of the proposed method.
В качестве доказательства высокой точности заявляемого способа ниже проведены расчеты по оценке инструментальной погрешности определения нефте- и водонасыщенности в соответствии с предлагаемыми формулами. Для абсолютного веса воды по формуле (4) погрешность измеряемого параметра равна сумме погрешностей величин, входящих в расчетную формулу:
Соответственно, погрешность для определения веса нефти по формуле (9):
Аналогично для относительной погрешности определения объемного количества воды по формуле (6) имеем:
По нефти погрешность будет такой же, как для воды в соответствии с (10). Отсюда видно, что заявляемый способ помимо положительных качественных признаков, описанных выше, обеспечивает также достаточно высокую точность лабораторных анализов, которая, в частности, удовлетворяет требованиям имеющихся ОСТов по определению свойств горных пород и насыщающих их флюидов.As evidence of the high accuracy of the proposed method, calculations are carried out below to evaluate the instrumental error in determining oil and water saturation in accordance with the proposed formulas. For the absolute weight of water according to formula (4), the error of the measured parameter is equal to the sum of the errors of the quantities included in the calculation formula:
Accordingly, the error for determining the weight of oil by the formula (9):
Similarly, for the relative error in determining the volumetric amount of water by the formula (6), we have:
For oil, the error will be the same as for water in accordance with (10). From this it can be seen that the claimed method, in addition to the positive qualitative features described above, also provides a sufficiently high accuracy of laboratory analyzes, which, in particular, meets the requirements of the available OST for determining the properties of rocks and their saturating fluids.
Для осуществления заявляемого способа в лабораторных условиях производят следующие операции в нижеуказанной последовательности:
- измеряют вес исходного нефтеводонасыщенного образца,
- помещают образец в дейтерированную воду и выдерживают его до полного замещения содержащейся воды на дейтерированную,
- измеряют амплитуду сигнала в образце с дейтерированной водой,
- помещают образец с дейтерированной водой в дистиллированную воду до полного замещения дейтерированной воды на дистиллированную и стабилизации веса насыщенного образца,
- измеряют вес образца с дистиллированной водой,
- измеряют амплитуду сигнала от образца с дистиллированной водой,
- проводят высушивание образца при температуре испарения воды из горной породы до достижения величины отношения текущей амплитуды к амплитуде от образца с дейтерированной водой, равной 0.7-0.8 ед.,
- насыщают образец керосином и выдерживают его до стабилизации веса образца с керосином,
- измеряют вес образца с керосином,
- измеряют амплитуду сигнала от образца с керосином
и количество нефти и воды определяют по соответствующим формулам.To implement the proposed method in laboratory conditions, the following operations are performed in the following sequence:
- measure the weight of the original oil-saturated sample,
- place the sample in deuterated water and stand it until the complete replacement of the contained water with deuterated water,
- measure the amplitude of the signal in the sample with deuterated water,
- place the sample with deuterated water in distilled water until the deuterated water is completely replaced by distilled water and the weight of the saturated sample is stabilized,
- measure the weight of the sample with distilled water,
- measure the amplitude of the signal from the sample with distilled water,
- carry out the drying of the sample at a temperature of evaporation of water from the rock to achieve a ratio of the current amplitude to the amplitude of the sample with deuterated water equal to 0.7-0.8 units,
- saturate the sample with kerosene and maintain it until the weight of the sample is stabilized with kerosene,
- measure the weight of the sample with kerosene,
- measure the amplitude of the signal from the sample with kerosene
and the amount of oil and water is determined by appropriate formulas.
Для осуществления заявляемого способа были использованы нефтеводонасыщенные образцы горных пород, а также следующие вещества и оборудование:
- образцы терригенных и карбонатных пород цилиндрической формы диаметром 10 мм и длиной 20 мм;
- вода дистиллированная (H2О) по ГОСТ 6907-72;
- вода дейтерированная (D2O) перегнанная, обогащенная до 99.9%;
- керосин - углеводородная жидкость, бесцветная, прозрачная, плотность не более 0.84 г/см3 по ГОСТ 4753-68;
- бумага фильтровальная по ГОСТ 12026-76;
- аналитические весы ВЛА-200М по ГОСТ 24104-80;
- импульсный протонный ЯМР-спектрометр "МИНИСПЕК -Р20" фирмы Bruker (Германия) с рабочей частотой 20 МГц, оснащенный системой термостабилизации измерительного датчика;
- градуировочные образцы горных пород с известным объемным содержанием дистиллированной воды и керосина;
- установка для вакуумирования и насыщения образцов горных пород жидкостью.To implement the proposed method were used oil-saturated samples of rocks, as well as the following substances and equipment:
- samples of terrigenous and carbonate rocks of cylindrical shape with a diameter of 10 mm and a length of 20 mm;
- distilled water (H 2 O) according to GOST 6907-72;
- Deuterated water (D 2 O) distilled, enriched up to 99.9%;
- kerosene - a hydrocarbon liquid, colorless, transparent, density not more than 0.84 g / cm 3 according to GOST 4753-68;
- filter paper in accordance with GOST 12026-76;
- analytical scales VLA-200M in accordance with GOST 24104-80;
- a pulse proton NMR spectrometer "MINISPEK-R20" from Bruker (Germany) with an operating frequency of 20 MHz, equipped with a thermal stabilization system for the measuring sensor;
- calibration rock samples with a known volumetric content of distilled water and kerosene;
- Installation for evacuation and saturation of rock samples with liquid.
Пример осуществления заявляемого способа
Образцы нефтеводонасыщенного керна (именуемые в дальнейшем СКО) были отобраны сверлящим керноотборником СКМ-8-9 из трех скважин различных месторождений Пермской области. Проходка скважин в нефтеносных горизонтах осуществлялась на обычном водном глинистом растворе, что обусловило наличие в образцах горных пород за счет промывки породы различных объемов нефти и воды.An example implementation of the proposed method
Samples of oil-saturated core (hereinafter referred to as SKO) were taken by a drilling core sampler SKM-8-9 from three wells in various fields of the Perm Region. Wells in oil-bearing horizons were drilled on a normal aqueous clay solution, which led to the presence of various volumes of oil and water in the rock samples due to flushing of the rock.
Для анализов были взяты 10 нефтеводонасыщенных образцов реальных горных пород из нефтеносной части пласта. Из них 4 образца представлены песчаными породами, 3 - известняками и 3 доломитами. Длина цилиндрических образцов составляла 20 мм, а диаметр 10 мм. For analysis, 10 oil-saturated samples of real rocks were taken from the oil-bearing part of the reservoir. Of these, 4 samples are represented by sandy rocks, 3 - limestones and 3 dolomites. The length of the cylindrical samples was 20 mm and the diameter was 10 mm.
Ниже в качестве примера приведены все операции и расчеты при анализе одного нефтеводонасыщенного образца. На практике, как правило, одновременно проводится лабораторный анализ целой серии (25-30 шт.) образцов горных пород. Below, as an example, all operations and calculations are given in the analysis of one oil-saturated sample. In practice, as a rule, a laboratory analysis of a whole series (25-30 pieces) of rock samples is carried out simultaneously.
Неэкстрагированный нефтеводонасыщенный терригенный образец СКО (СКВ.575, Жуковской площади, интервал отбора 1590 м, возраст C1jsp), который после отбора хранится под слоем пластовой воды с нефтью, извлекали из жидкости и удаляли поверхностные капли жидкости путем прокатывания по влажной фильтровальной бумаге. Затем измеряли на аналитических весах исходный вес образца: Рисх=2.3502 г.Unextracted oil-saturated terrigenous SKO sample (SKV.575, Zhukovskaya Square, sampling interval 1590 m, age C 1jsp ), which after sampling is stored under a layer of formation water with oil, was removed from the liquid and surface drops of liquid were removed by rolling on wet filter paper. Then, the initial weight of the sample was measured on an analytical balance: P ref = 2.3502 g.
После чего помещали образец в герметичную емкость (объемом 50 см3) с дейтерированной водой и выдерживали в нем не менее суток.Then the sample was placed in an airtight container (50 cm 3 ) with deuterated water and kept there for at least 24 hours.
Далее извлекали образец из D2O, удаляли поверхностные капли жидкости и помещали его в термостатированный (при +25oC) датчик ЯМР-спектрометра. Амплитуду сигнала от нефти при отношении сигнал/шум >2 получали с цифрового вольтметра по 10-15 единичным измерениям амплитуды с постоянной прибора для дистиллированной воды αв = 5.133•10-4см3/мВ:Aн = 159мВ.
Далее помещали образец в герметичную емкость с дистиллированной водой и выдерживали в нем не менее трех суток. Периодически измеряли вес образца и заканчивали такой контроль по достижению постоянного веса образца с дистиллированной водой: Рн+в=2.3317 г.Next, a sample was removed from D 2 O, surface droplets of liquid were removed, and it was placed in a thermostated (at +25 o C) NMR spectrometer sensor. The amplitude of the signal from oil with a signal-to-noise ratio> 2 was obtained from a digital voltmeter using 10–15 unit measurements of the amplitude with the constant of the device for distilled water α in = 5.133 • 10 -4 cm 3 / mV: A n = 159 mV.
Then the sample was placed in a sealed container with distilled water and kept there for at least three days. The weight of the sample was periodically measured and such control was completed to achieve a constant weight of the sample with distilled water: P n + c = 2.3317 g.
Извлекали образец из жидкости, удаляли поверхностные капли и помещали его в термостатированный датчик ЯМР-спектрометра. Амплитуду сигнала от нефти и дистиллированной воды получали по данным 10-15 единичным измерениям амплитуды с той же постоянной прибора для воды αв = 5.133•10-4см3/мВ:Aн+в = 480мВ.
Далее переносили образец в сушильный шкаф и проводили высушивание при температуре +105oC с периодическим контролем величины текущей амплитуды сигнала и прекращали высушивание при амплитуде, равной середине граничного интервала отношения амплитуд, т.е. при Ат =0.75•159 = 119 мВ.A sample was removed from the liquid, surface droplets were removed, and it was placed in a thermostated NMR sensor. The signal amplitude from oil and distilled water was obtained according to 10-15 unit measurements of the amplitude with the same instrument constant for water α in = 5.133 • 10 -4 cm 3 / mV: A n + in = 480 mV.
Next, the sample was transferred to an oven and drying was carried out at a temperature of +105 ° C with periodic monitoring of the current signal amplitude and drying was stopped at an amplitude equal to the middle of the boundary interval of the amplitude ratio, i.e. at A t = 0.75 • 159 = 119 mV.
Насыщение исследуемого образца керосином производили в установке для насыщения образцов горных пород жидкостью, обеспечивающей раздельное вакуумирование образцов, рабочей жидкости и насыщения образцов под вакуумом. Насыщение образца керосином производили при давлении 10-2 мм рт.ст. в течение 1-1,5 часов. После этого исследуемый образец заливали керосином и дополнительно вакуумировали в течение 4-4,5 часов.The test sample was saturated with kerosene in a setup for saturating rock samples with liquid, which provided separate evacuation of the samples, working fluid, and saturation of the samples under vacuum. The sample was saturated with kerosene at a pressure of 10 -2 mm Hg. within 1-1.5 hours. After that, the test sample was poured with kerosene and additionally evacuated for 4-4.5 hours.
Далее выдерживали его в керосине не менее суток. Периодически измеряли вес образца и заканчивали такой контроль по достижению постоянного веса образца с керосином: Рк=2.2884 г.Then they kept it in kerosene for at least a day. The weight of the sample was periodically measured and such control was completed to achieve a constant weight of the sample with kerosene: P k = 2.2884 g.
Извлекали образец из жидкости, удаляли поверхностные капли и помещали его в термостатированный датчик ЯМР-спектрометра. Амплитуду сигнала от керосина получали по 10-15 единичным измерениям амплитуды с постоянной прибора для керосина αк = 4.505•10-4см3/мВ:Aк = 493мВ.
Далее рассчитывали вес солей как разность исходного и насыщенного дистиллированной водой образца:
Рс = 2.3502 - 2.3317 = 0.0185г
Проводили расчет амплитуды сигнала от дистиллированной воды: Ав = 480 - 159 = 321 мВ.A sample was removed from the liquid, surface droplets were removed, and it was placed in a thermostated NMR sensor. The amplitude of the signal from kerosene was obtained from 10-15 unit measurements of the amplitude with the instrument constant for kerosene α k = 4.505 • 10 -4 cm 3 / mV: A k = 493 mV.
Next, the weight of the salts was calculated as the difference between the initial and saturated samples with distilled water:
P s = 2.3502 - 2.3317 = 0.0185g
The amplitude of the signal from distilled water was calculated: А в = 480 - 159 = 321 mV.
Затем рассчитывали объем дистиллированной воды:
Vв= 5.133•10-4•321=0.1648 см3
С учетом плотности дистиллированной воды 
Рв = 1.00•0.1648 + 0.0185 = 0.1833 г.Then the volume of distilled water was calculated:
V in = 5.133 • 10 -4 • 321 = 0.1648 cm 3
Given the density of distilled water
P in = 1.00 • 0.1648 + 0.0185 = 0.1833 g.
Далее рассчитывали объем керосина в образце:
Vк = 4.505•10-4•493=0.2221 см3
Рассчитывали вес скелета образца с керосином с учетом плотности керосина (
Рс=2.2884-0.785•0.2221=2.1141 г.Next, the volume of kerosene in the sample was calculated:
V k = 4.505 • 10 -4 • 493 = 0.2221 cm 3
The skeleton weight of the sample with kerosene was calculated taking into account the density of kerosene (
P s = 2.2884-0.785 • 0.2221 = 2.1141 g.
Вес исходной нефти определяли с учетом веса образца с дистиллированной водой, веса воды и веса скелета горной породы:
Рн= 2.3317-0.1648-2.1141=0.0528 г.The weight of the original oil was determined taking into account the weight of the sample with distilled water, the weight of the water and the weight of the rock skeleton:
P n = 2.3317-0.1648-2.1141 = 0.0528
С учетом объема воды и объема пор, равного объему керосина, рассчитывали коэффициент водонасыщенности горной породы:
Кв = 0.1648/0.2221=0.742 д.ед.Taking into account the volume of water and the pore volume equal to the volume of kerosene, the coefficient of water saturation of the rock was calculated:
To at = 0.1648 / 0.2221 = 0.742 d.ed.
Далее находили коэффициент нефтенасыщенности горной породы:
Кн= 1-0.742-0.258 д.ед.Next, the coefficient of oil saturation of the rock was found:
To n = 1-0.742-0.258 d.ed.
Ниже в таблице приведены данные по определению весовых количеств нефти и воды в нефтеводонасыщенных образцах горных пород по известному (прототипу) и заявляемому способу. Сравнение показывает, что средняя относительная ошибка определения абсолютного веса нефти и воды снижается соответственно в 10.7 и 10.2 раза. The table below contains data on the determination of the weighted amounts of oil and water in oil-saturated rock samples according to the known (prototype) and the claimed method. The comparison shows that the average relative error in determining the absolute weight of oil and water decreases by 10.7 and 10.2 times, respectively.
Таким образом, при использовании заявляемого способа существенно повышается точность лабораторных анализов оценки кондиционных параметров образцов горных пород при различной минерализации воды и различном соотношении объемов нефти и воды. Thus, when using the proposed method, the accuracy of laboratory analyzes of evaluating the conditioning parameters of rock samples with different water salinity and a different ratio of oil and water volumes is significantly increased.
Claims (2)
Pв= αв•(Aн+в-Aн)•ρв.д.+Pисх-Pн+в,
Pн= Pн+в-Pк-αв•(Aн+в-Aн)•ρв.д.+ρк•αк•Aк,
Kв= αв•(Aн+в-Aн)/αк•Aк,
Kн= (1-Kв),
где Pв, Pн - вес воды и нефти в горной породе, г;
Kв, Kн - объемное количество воды и нефти в образце горной породы, д.е.;
Aн+в - амплитуда сигнала от образца с дистиллированной водой, мВ;
Ан - амплитуда сигнала от образца с дейтерированной водой, мВ;
Ак - амплитуда сигнала от образца с керосином, мВ;
Рисх - вес исходного нефтеводонасыщенного образца, г;
Рн+в - вес образца с дистиллированной водой, г;
Рк - вес образца с керосином, г,
ρв.д. - плотность дистиллированной воды, равная 1,00 г/см3;
ρк - плотность керосина, равная 0,785 г/см3;
αв, αк - постоянные градуировки прибора для дистиллированной воды и керосина, см3/мВ.1. A method for determining the oil and water saturation of rock samples, comprising sequentially placing the oil-saturated sample in deuterated water, keeping it until the water contained in the sample is completely replaced with deuterated water, measuring the amplitude of the nuclear magnetic resonance (NMR) signal from the oil in the sample with deuterated water and establishing by mathematical formulas the amount of water and oil in the sample, characterized in that before placing the oil-saturated sample in deuterated water, measure it in s, and after measuring the amplitude of the nuclear magnetic resonance signal from oil in a sample with deuterated water, this sample is placed in distilled water until the deuterated water is completely replaced by distilled water and the weight of the saturated sample is stabilized, the weight of the sample with distilled water is measured, and the amplitude of the signal from the sample with distilled water, the rock sample is dried at a temperature of water evaporation from the sample with periodic measurement of the current signal amplitude and comparing it with the amplitude milk yield from a sample with deuterated water, while drying is carried out until the ratio of these amplitudes reaches (0.7-0.8) units, saturate the sample with kerosene and maintain it until the weight of the sample with kerosene is stabilized, measure the weight of the sample with kerosene, measure the amplitude of the signal from the sample with kerosene, and the amount of water and oil in the sample is determined by the formulas
P in = α in • (A n + in -A n ) • ρ east + P ref -P n + c ,
P n = P n + in -P to -α in • (A n + in -A n ) • ρ east + ρ k • α k • A k ,
K in = α in • (A n + in -A n ) / α to • A to ,
K n = (1-K in ),
where P in , P n - the weight of water and oil in the rock, g;
K in , K n - the volumetric amount of water and oil in the rock sample, e .;
A n + in - the amplitude of the signal from the sample with distilled water, mV;
And n is the amplitude of the signal from the sample with deuterated water, mV;
And to - the amplitude of the signal from the sample with kerosene, mV;
R Ref is the weight of the original oil-saturated sample, g;
R n + in - the weight of the sample with distilled water, g;
R to the weight of the sample with kerosene, g,
ρ east - the density of distilled water equal to 1.00 g / cm 3 ;
ρ to the density of kerosene, equal to 0.785 g / cm 3 ;
α in , α to - constant calibration of the device for distilled water and kerosene, cm 3 / mV.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000100643/28A RU2175764C2 (en) | 2000-01-10 | 2000-01-10 | Method for determination of petroleum-water saturation of specimen rocks |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000100643/28A RU2175764C2 (en) | 2000-01-10 | 2000-01-10 | Method for determination of petroleum-water saturation of specimen rocks |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000100643A RU2000100643A (en) | 2001-11-10 |
| RU2175764C2 true RU2175764C2 (en) | 2001-11-10 |
Family
ID=20229237
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000100643/28A RU2175764C2 (en) | 2000-01-10 | 2000-01-10 | Method for determination of petroleum-water saturation of specimen rocks |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2175764C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105954309A (en) * | 2016-04-29 | 2016-09-21 | 大连工业大学 | Method for rapid and nondestructive detection of water content in abalone drying and rewatering process |
| CN106706686A (en) * | 2016-12-06 | 2017-05-24 | 东北大学 | Method for determining water saturation degree and hydration damage relation of organic matter-enriched shale |
| RU2780988C1 (en) * | 2021-12-13 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for determining the total porosity of naturally saturated rock samples using the nmr method |
-
2000
- 2000-01-10 RU RU2000100643/28A patent/RU2175764C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| .SU 661320 A, 05.05.1979. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105954309A (en) * | 2016-04-29 | 2016-09-21 | 大连工业大学 | Method for rapid and nondestructive detection of water content in abalone drying and rewatering process |
| CN105954309B (en) * | 2016-04-29 | 2017-11-10 | 大连工业大学 | A kind of Fast nondestructive evaluation abalone is drying and the method for reconstitution process moisture |
| CN106706686A (en) * | 2016-12-06 | 2017-05-24 | 东北大学 | Method for determining water saturation degree and hydration damage relation of organic matter-enriched shale |
| RU2780988C1 (en) * | 2021-12-13 | 2022-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Тюменский нефтяной научный центр" (ООО "ТННЦ") | Method for determining the total porosity of naturally saturated rock samples using the nmr method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Timur | Pulsed nuclear magnetic resonance studies of porosity, movable fluid, and permeability of sandstones | |
| US11131640B2 (en) | Methods using advanced NMR analysis for core samples | |
| CN109932301A (en) | A method of calculating the spontaneous imbibition two-phase fluid relative permeability of compact reservoir | |
| CN110296931B (en) | Characterization method and system for oil-water relative permeability information of tight sandstone | |
| CN107003246A (en) | The fluid behaviour of porous material LIBS | |
| US7642774B2 (en) | Method for fast measurement of the saturation and the resistivity of a porous medium | |
| CN116027453A (en) | Quantitative evaluation method and device for saturation of hydrate mixed layer | |
| CN105547959B (en) | Analysis method for natural gas storage capacity of matrix pores in dense bedrock | |
| RU2175764C2 (en) | Method for determination of petroleum-water saturation of specimen rocks | |
| RU2339025C2 (en) | Method of evaluation of underground deposit reservoir volume factor by drilled out rock fragments | |
| CN115420766B (en) | Based on T 2 Method for measuring distribution of residual oil in sandstone water injection oil extraction by spectrum analysis | |
| RU2248561C1 (en) | Method for determining porous surface wettability of collector rock | |
| CN109323891A (en) | A method of estimation lake euphotic zone depth | |
| Testamanti | Assessment of Fluid Transport Mechanisms in Shale Gas Reservoirs | |
| CN115901563A (en) | Method for calculating permeability of low-porosity and low-permeability reservoir by combining nuclear magnetic resonance and resistivity | |
| Rendel et al. | An innovative method for the quantification of small amounts of crude oil in water using a multi-wavelength separation analyzer | |
| Grattoni et al. | An improved technique for deriving drainage capillary pressure from NMR T2 distributions | |
| Al Sayari | The influence of wettability and carbon dioxide injection on hydrocarbon recovery | |
| Zhao et al. | Detecting pore size distribution of activated carbon by low‐field nuclear magnetic resonance | |
| Fleury et al. | Petrophysical measurements for CO2 storage: Application to the Ketzin site | |
| Raheem et al. | Using NMR T2 to predict the drainage capillary curves pc-sw in carbonates reservoirs | |
| CN115876659A (en) | Method and system for obtaining shale pore and fracture volume | |
| Guo et al. | A new method to identify reservoirs in tight sandstones based on the new model of transverse relaxation time and relative permeability | |
| SU721736A1 (en) | Method of determining open porosity of ore-collectors | |
| Cone et al. | Porosity: Part 5. Laboratoy Methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 31-2001 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20111031 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130111 |