Способ определения нефтенасыщенности горных пород по образцам керна

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (19) (И) (594 Е 21 В 7

1; I

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И OTHPblTHA (21) 4044324/22-03 (21) 28.03.86 (46) 23.02.88. Бюл. ¹ 7 (7)) Государственный научно-исследовательский и проектный институт неф-. тяной промышленности "Укргипрониинефть" (72) Н.N,Ñâèõíóøèí и С.А.Свиченко (53) 622.32(088,8) (56 ) Кобранова В .Н, и др, Определение петрофиэических характеристик по образцам. — N. Недра, 1977, с.172176. (54 ) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД ПО ОБРАЗЦАМ КЕРНА (57) Изобретение относится к петро ( физическим исследованиям горных пород и м.б. использовано при оценке подсчетных параметров нефтяных месторождений. Цель изобретения — повышение точности и сокращение времени анализа. Определяют массу и плотность нефти, плотность образца и его общую пористость. Образец нефтенасыщенно го керна разделяют на две части и анализируют два однородных образца, один иэ которых предварительно экстрагируют от нефти. Затем оба образца постепенно нагревают и одновременно регистрируют кривые потери массы образцов и т-ру их нагрева. Устанавливают максимальную величину т-ры равную концу процесса выгорания нефти. Определяют массу нефти как разницу потерь массы неэкстрагированного и экстрагированного образцов. Иаксимальную т-ру нагрева образцов устанавливают равной т-ре, при которой происходит стабилизация потери массы неэкстрагированного образца. Одновременно регистрируют кривую изменения теплосодержания. Т-ру конца выгорания определяют по сопоставлению кривых. Коэффициент нефтенасыщенности определяют расчетным путем, учитывая при этом величину массы нефти, массу образца, его плотность, плотность нефти и общую пористость, 2 э.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл, 1375806

Изобретение относится к области петрофизических исследований горных пород путем изучения образцов керна, отбираемого иэ буровых скважин, и может бысть использовано при оценке подсчетных параметров нефтяных месторождений.

Цель изобретения - повышение точ-> ности и сокращение времени анализа 10 нефтенасыщенности.

На фиг.1 и 2 представлены кривые для неэкстрагированного (естественного) и экстрагированного образцов (кривые 0ТС скорости потери веса образ- 15 цов,кривые TG потеривеса образцов,кривые Т изменения температуры нагрева и кривые DTA изменения теплосодержания образцов).

Кривая DTA отражает процесс выго- 20 рания нефтяного материала в образце, характеризующийся тремя наиболее ярко выраженными термоэффектами: экзотермический (250-350 С), связанный с окислением (выгоррнием) нефти; 25 эндотермический (360-480 С), связанный с коксообразованием (крекинг), экзотермический (500-800ОС), связанный с выгоранием кокса, Второй и третий эффекты. зависят от 30 количества и свойств нефти. Прн ма-. лых значениях коэффициента нефтенасыщенности и невысокой. плотности нефти они могут не фиксироваться или весь процесс сдвигается в интервал более низких температур (до +500 C).

Предложенный. способ осуществляют путем проведения следующих операций.

Известным путем определяют массу и плотность нефти, плотность образца и 40 его общую пористость..Образец нефтенасыщенного. керна разделяют на две части и анализируют два однородных образца, при этом один из них предварительно экстрагируют от неФти. За- 45 тем оба образца постепенно нагревают, одновременно регистрируют кривые потери веса образцов и температуру нагрева образцов, максимальную величину котоРой устанавливают Равной кон-50 цу процесса выгорания нефти, а массу нефти определяют как разницу потерь веса неэкстрагнрованного и экстрагированного образцов. При, этом максимальную температуру нагрева образцов устанавливают равной температуре, при которой происходит.стабилизация потери веса неэкстрагированного образца.

Кроме того, одновременно регистрируют кривую изменения теплосодержания образца, . при этом температуру конца процессов.выгорання нефти определяют по сопоставлению зарегистрированных кривых. Коэффициент нефтенасыщенности определяют. расчетным путем rо известной формуле, в которую входят величины массы нефти, определенной как разница между потерей веса естественноro (неэкстрагированноrof и экстрагированного образцов, масса образца,.его плотность, плотность нефти и коэффициент общей пори- стости °

Пример. Из ряда нефтяных скважин были отобраны образцы керна.

Каждый образец разделяют на две час ти. Одну часть экстрагируют от углеводородов в аппарате Сокслета. По. естественному (неэкстрагированному) и экстрагированному образцам снимают термогравитораммы в интервале температур 20-1000 С (фиг.I и 2). Навес ка породы составляет 0,8 г, скорость . нагрева 10 С в минуту. Строят кривые: скорости потери веса DTG> потери веса TG, изменения теплосодержания образца DTA температуры Т. На кривых TG u DTA естественного обO разца в интервале температур 50-500 С регистрируются потери веса и экзотермический эффект, связанные с выгоранием нефти. На термогравитограмме экстрагированного образца подобные эффекты в укаэанном интервале температур не наблюдаются.

В интервале 500-640 С на термогравитограммах естественного и экстрагированного образцов отмечается потеря веса и эндотермический эффект, связанные с выделением конституционной воды из глинистого минерала.

При наложении термогравитограмм естественного и экстрагированного образца этот эффект полностью сопоставляется. Разница m íà термогравитограммах. наблюдается только в интервале температур 50-500 С за счет наличия в естественном образце нефти и по кривым потери веса TG составляет

11,0 мг, что по отношению к навеске породы составляет 1,37Х.

В отдельном опыте известным путем определяют плотность образца (7)< ), r плотность нефти (о„) и общую лористость (1;„), массу образца (m ).

13 75806

Ко эффициент нефтенасыщенно сти рассчитывают по формуле

k„- =- --- — e IOO .

m .he 1

mo д и

В таблице .приведены результаты сравнительных испытаний. Для получения сравнительных данных параллельно проводилось определение нефтенасы-.

0 щенности по известному способу — от- гонкой в аппарате Закса..

Из таблицы видно,.что при определении коэффициента нефтенасыщения по известному способу результаты получались часто либо завышенными за счет механических процессов: откола песчинок, вымывания глины, либо заниженными за счет плохой отмывки образца.

В предложенном способе механических потерь не происходит и нефтяной ма-. териал выгорает полностью.

Использование предлагаемого способа определения коэффициента нефтенасьпценности обеспечивает по сравнению с известным способом увеличение точности определения коэффициента нефтенасыщенности (k„) что особенно важно при подсчете запасов месторождения, так как k„ входит в основные подсчетные параметры, и повышение производительности труда, так как на определение k одного образца известным способом отгонки уходит от 2 до

2) сут, а на определение kH по предлагаемому способу уходит 5 ч, незави симо от степени насыщенности образца и физических свойств нефти.

Формула изобретения

1. Способ определения нефтенасыщенности горных пород по образцам керна, включающий анализ образцов путем определения массы и плотности нефти, определения плотности образца и его общей пористости, о т л и ч а юшийся тем, что, с целью повышения точности и сокращения времени анализа, анализируют два однородных образца, при этом один иэ них предварительно экстрагируют от нефти, затем ооа образца постепенно нагревают, одновременно регистрируют кривые потери веса образцов и температуру их нагрева, максимальную величину которой устанавливают равной концу процесса выгорания нефти, а массу нефти определяют как разницу потерь веса неэкстрагированного и экстрагированного образцов.

2. Способ по.п. 1 о т л и ч а юшийся тем, что максимальную температуру нагрева образцов устанавливают равной температуре, при которой происходит стабилизация потери веса неэкстрагированного.образца, 3. Способ по п.1, о т л и ч аю шийся тем, что, с целью определения температуры конца процессов выгорания нефти, одновременно реги стрируют кривую изменения теплосодер. жания образца, при этдм указанную температуру определяют по сопоставлению зарегистрированных кривых.

1375806

О ОЪ О а л < л О О аса л < а < а

ОЪ an- e . сч - «»

1 ЕЬ

Л ЕСЪ ЕСЪ СО О СЧ ОЪ СН а «л< a ° л Еь a . а а О СЧ СО О СЧ Ф О

° ° м - сч 1О ееЪ an

О О О О O О 0О ф ф ф 00 ф ф ф ОЪ,Ое е а а < а < л л < л . a ° ь

О О О О О О О О

Cfa Л есЪ M Л ф Оъ ОЪ ьО ьО 1О О ьО еО ьО О.

° ь 1 еь < a 1 а . a . л л л

СЧ СЧ СЧ CV СЧ СЧ C

Ф ф л. Оъ Ф an сч а ° ь л, а а л л ° ь с\ е л о О л сч м СЧ ° С Ъ . СЧ

I I

I I

I

« О ссЪ есЪ

a f еь а

М ФCh 00Ф.

Л .СеЪ Л С Ъ ьО ьО aD CCa

1О л ° ь

СО

ОЪ СеЪ ль л ссЪ . ьО е» О л л сч О

ССЪ ™ и! н га,k

I 1 I

ЕСа еО

О сч cv

bO «» СЧ .. C4 ,1 l. I

f Х Х с Ъ an ееЪ 1 л сч сч I сч сч

CV М л

I I

«

I I

«

»

1 с» й

0f I 1

О I 1

Ф

1=!

ОЪ Се 1 О а л а ф Cfa О

ВГЪ е<СЪ л л

С Ъ

1 а еО

ОЪ

Ф

Се О !

0! 1 ь 1

3С

О с0 I

1С! Х

1375806

400 юа

100 оос

Япг

Ю

700