Способ определения количества нефти в образцах горных пород

 

Изобретение касается исследования горных пород-коллекторов методом ЯМР и может быть использовано для определения текущего содержания нефти в пластах. Образец последовательно помещают в два разных рабочих раствора, в качестве которых используют растворы, состоящие из протонсодержащей и дейтерированной воды, причем концентрация второго раствора по дейтерированной воде выше концентрации первого, выдерживают образец в каждом из растворов до стабилизации амплитуды сигнала жидкости в образце, после указанной выдержки образца измеряют вес соответствующего раствора и амплитуду сигнала от него. Далее по формуле определяют равновесную объемную концентрацию дейтерированной воды в каждом из растворов и затем с учетом найденного значения объемной концентрации определяют количество нефти в образце также по соответствующей формуле. Техническим результатом изобретения является экономия дейтерированной воды при сохранении точности определения количества нефти и создание безотходной технологии. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.

Изобретение касается исследования нефтесодержания неэкстрагированных образцов пород-коллекторов методом импульсного протонного ядерного магнитного резонанса (ЯМР) и предназначается для определения текущего содержания нефти в продуктивных пластах и 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.

Известен способ определения количества нефти в водонефтенасыщенных 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 перовой воды (около - 30^oC). По разности этих амплитуд сигналов определяют количество нефти 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.).

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

Однако указанный способ не обеспечивает достаточной точности определения содержания нефти в поровом пространстве образца. Это происходит по следующей причине: как показывают эксперименты, амплитуда сигнала от нефти не является постоянной величиной и существенно зависит от температуры во всем диапазоне как положительных, так и отрицательных температур, причем для каждой нефти по своему сложному закону. Отсюда - наблюдаемая амплитуда сигнала от нефти при разных температурах не может однозначно характеризовать один и тот же объем нефти. Это приводит к ошибке определения количества нефти методом ЯМР, которая достигает 15% и более. Таким образом, известный способ привносит большую ошибку и существенно искажает истинное содержание флюидов в породе.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ определения нефти в водонефтенасыщенных образцах горных пород (см., например, авторское свидетельство N 1185974, МКл⁴ G 01 N 24/08 от 1984 г., опубл. в БИ N 12/2000 г., с.440), согласно которому помещают образец водонефтенасыщенного керна в рабочий раствор - дейтерированную воду, выдерживают его до полного замещения воды на дейтерированную и определяют количество нефти в образце путем сравнения амплитуды от образца после выдержки в рабочем растворе с амплитудой сигнала от эталона.

Так как в этом известном способе нет операции замораживания жидкости в образце как у аналога, то и ошибка, связанная с температурным фактором, полностью исключается. Идентификация количества нефти в образце на фоне всей жидкости, содержащейся в водонефтенасыщенном образце, производится в известном способе за счет операции замещения молекул обычной (легкой, протонсодержащей) воды молекулами дейтерированной (тяжелой) воды, которые по основным физическим параметрам (взаиморастворимости, вязкости, коэффициенту диффузии и др.) практически идентичны, но, с другой стороны, дейтроны D₂ обладают иными ядерно-магнитными свойствами (спин ядра больше 1/2) и не резонируют на рабочей частоте протонов. В результате такой специальной частотной селекции при измерениях амплитуда сигнала ЯМР от объема пор, занятого тяжелой водой D₂O, не появляется и наблюдается соответственно только сигнал от протонов нефти.

Данный способ обладает высокой точностью и воспроизводимостью по сравнению с известными традиционными. Дополнительным положительным моментом является и тот факт, что известный способ не нарушает и не искажает первоначальную структуру и характер взаимодействия гетерогенных фаз нефти и воды в образце. Это особенно ценно по той причине, что образец после определения количества нефти может многократно использоваться и в других физических экспериментах. Это, с одной стороны, существенно экономит средства на отбор, доставку и хранение дополнительных водонефтенасыщенных кернов, а, с другой стороны, исключает ошибки и увеличивает достоверность петрофизической информации при комплексном анализе одного и того же образца керна без использования так называемых аналогов или двойников (дополнительных образцов) с близкими геолого-физическими характеристиками.

Однако в известном способе главным обязательным экспериментальным условием является то, что используемая для замещения дейтерированная вода должна быть очень "чистой", то есть не содержать в своем составе молекулы обычной протонсодержащей воды, которые в противном случае будут создавать мешающий дополнительный вклад в амплитуду сигнала. Для исключения этого используется дейтерированная вода, обогащенная в производственных условиях изотопом до 99.9%. Только с такой предельной концентрацией изотопного аналога воды известный способ позволяет надежно определять сигнал от нефти на фоне суммарного сигнала от жидкости в образце. Как показывает практика, это условие является серьезным недостатком известного способа.

Во-первых, с точки зрения экономии дорогостоящего изотопа воды при массовых анализах водонефтенасыщенных кернов требуется достаточно большое и постоянно восполняемое количество чистой дейтерированной воды (D₂O) и соответственно значительные материальные затраты. Для анализа каждого образца по известному способу требуется каждый раз новая проба чистого рабочего раствора с исходной концентрацией 99.9%. Повторное же использование раствора исключается по той причине, что "грязная" D₂O после выдержки в нем образца будет содержать от 3 до 10% обычной воды, которая выносится из порового пространства образца в процессе диффузионного замещения. Применение такой "загрязненной" жидкости в известном способе будет приводить всегда к неконтролируемому искажению (в сторону завышения) амплитуды сигнала от нефти, за счет чего возникнет вероятность появления большой систематической ошибки при определении количества нефти в образце, что недопустимо на практике. Очистка D₂O, т.е. ее обогащение изотопом в обычных лабораторных условиях, невозможна.

Во-вторых, отрицательным моментом известного способа, связанным с использованием предельно обогащенной D₂O, является эффект так называемого старения изотопа. Несмотря на то, что хранение D₂O осуществляется при условиях, рекомендуемых заводом-изготовителем, через некоторое время концентрация D₂O в герметичной емкости будет отличаться от 99.9%. Это объясняется тем, что в естественных природных условиях отношение "тяжелого" и "легкого" водорода в обычной воде равно 1:5000. При обогащении изотопа D₂O это равновесие нарушается и в исходной дейтерированной воде интенсивно и безостановочно идет процесс поглощения (впитывания) молекул "легкой" воды из окружающей среды (твердой, жидкой и газообразной), что в конечном итоге приводит к постепенному необратимому снижению исходной концентрации тяжелой воды. В связи с этим вводится заводской срок годности изотопа, после чего не гарантируется исходная степень обогащения до 99.9%. В общем случае необходимо в обязательном порядке предусмотреть при анализах операции по текущему инструментальному контролю "качества" каждой партии D₂O перед ее применением в лабораторных условиях. Описанное свойство в определенной степени снижает универсальность известного способа и делает его зависимым от временного фактора, а с другой стороны, может быть источником дополнительной ошибки, когда рабочая концентрация по той или иной причине отличается от 99.9%.

В-третьих, в известном способе высокая точность определения нефти достигается лишь в том случае, когда выполняется условие полного замещения в порах "легкой" воды на "тяжелую". В противном случае незамещенная в поровом пространстве "легкая" вода будет создавать дополнительный сигнал-помеху, который приведет к ошибке при определении количества нефти. Полнота замещения, как показывает опыт, существенно зависит от индивидуальных коллекторских свойств горных пород, а именно среднего размера пор и каналов. Однако в известном способе отсутствуют какие-либо операции по контролю за процессом замещения вод.

В-четвертых, в связи с тем, что в известном способе используется дейтерированная вода, создается серьезная проблема ее утилизации после истечения срока годности, а также использованных ранее разовых рабочих растворов жидкости, которые на выходе могут содержать достаточно высокие (от 70% и выше) концентрации тяжелого изотопа D₂O.

Таким образом, перечисленные выше недостатки препятствуют широкому внедрению известного способа в практику производственных лабораторий нефтедобывающей отрасли.

Целью настоящего изобретения является экономия дейтерированной (тяжелой) воды D₂O при сохранении точности определения количества нефти и создание безотходной технологии.

Поставленная цель достигается тем, что в известном способе определения количества нефти в образцах горных пород, включающем помещение образца в рабочий раствор, выдержку его и последующее определение количества нефти в образце импульсным методом ядерного магнитного резонанса посредством сравнения амплитуды сигнала от водонефтенасыщенного образца с амплитудой от эталонного образца и расчет по формулам, новым является то, что в качестве рабочего раствора используют растворы, состоящие из протонсодержащей и дейтерированной воды, при этом образец последовательно помещают в два разных рабочих раствора, причем концентрация второго раствора по дейтерированной воде выше концентрации первого, выдерживают образец в каждом из растворов до стабилизации амплитуды сигнала жидкости в образце, после указанной выдержки образца измеряют вес соответствующего раствора и амплитуду сигнала от него, определяют равновесную объемную концентрацию дейтерированной воды в каждом из растворов по формуле где C - концентрация дейтерированной воды в соответствующем рабочем растворе после выдержки в нем образца, об.%; P - вес соответствующего рабочего раствора, г; P_э - вес протонсодержащей воды в эталонном образце, г; А - амплитуда сигнала от соответствующего рабочего раствора, ед; А_э - амплитуда сигнала от эталонного образца, ед, а количество нефти в образце определяют по формуле где P_н - количество нефти в образце, г; P₁, P₂ - текущее количество протонсодержащей жидкости в образце после выдержки соответственно в первом и втором рабочих растворах, г;
С₁, С₂ - равновесная концентрация дейтерированной воды соответственно в первом и втором рабочих растворах, об.%.

При этом в предлагаемом способе преимущественная концентрация дейтерированной воды в первом рабочем растворе составляет не менее 20-25 об.%, а во втором - не более 70-75 об.%.

Из патентной и научно-технической литературы нам не известны способы определения нефти в образцах горных пород импульсным методом ядерного магнитного резонанса, которые включали бы совокупность указанных выше операций, что позволяет сделать вывод о "новизне" предлагаемого технического решения.

Первое основное и существенное отличие заявляемого способа от известного заключается в том, что в процессе измерений количества нефти в образцах горных пород не используется чистая дейтерированная вода с фиксированной концентрацией 99.9%. Так как в предлагаемом способе нет проб жидкости с предельным обогащением изотопа, то сразу же снимаются главные недостатки известного способа, связанные со старением изотопа, хранением, контролем рабочей концентрации и утилизацией использованных проб D₂O.

Второе существенное отличие заявляемого способа заключается в том, что при анализе нефти используются два рабочих раствора с различной степенью разбавления D₂O в них. Характерной особенностью является то, что начальная концентрация растворов может выбираться произвольной ("плавающей"), но второй раствор при этом должен быть более высокой концентрации, чем первый. Данные условия на практике существенно упрощают приготовление рабочих растворов, а также позволяют хранить и использовать их неограниченное время, чего нет в известном способе.

Третий отличительный признак - в заявляемом способе используется новая операция периодического контроля за процессом замещения D₂O при выдержке образца в рабочем растворе. Данная операция необходима для инструментального определения времени выдержки в растворе индивидуально по каждому образцу и выполнения условия перехода к следующей измерительной операции (измерение равновесной концентрации), функционально зависимой от предыдущей.

Четвертый отличительный признак - в заявляемом способе используется новая операция по измерению равновесной (конечной) концентрации D₂O в первом и втором растворах после выдержки в них образца. Данная операция необходима для определения текущего состояния протонсодержащей жидкости в порах образца, т.к. после окончания диффузионного замещения объемное содержание ₂O в порах образца и во внешнем растворе устанавливается приблизительно одно и то же.

Пятый отличительный признак - реализация в заявляемом способе возможности применения рабочих растворов с "плавающей" концентрацией позволяет не только существенно увеличить экономию чистой D₂O за счет увеличения кратности использования этих растворов, но и в конечном итоге обеспечить единый замкнутый технологический цикл использования изотопного аналога воды. Дело в том, что по мере многократного (до 8 раз) применения каждого рабочего раствора происходит накопление в нем "легкой" воды и концентрация D₂O в нем монотонно уменьшается, т. е. происходит сдвиг раствора влево по оси концентраций. Каждый рабочий раствор по заявляемому способу может использоваться до тех пор, пока концентрация D₂O в нем не снизится до некоторого граничного значения, например, 15%. Однако и после этого он может быть вновь легко восстановлен до рабочих кондиций, для чего необходимо добавить в него относительно небольшое количество чистой D₂O или смешать его с более концентрированным рабочим раствором. Таким образом, в заявляемом способе с учетом восстановления рабочие растворы используются непрерывно при измерениях от одной коллекции образцов к другой без каких-либо отходов, чего нет в известном способе.

Рассмотрим физические основы способа.

Сущность заявляемого способа заключается в определении количества нефти в образце путем измерения двух текущих промежуточных состояний жидкости в образце, которые характеризуются двумя взаимосвязанными параметрами: количеством протонсодержащей жидкости (P) в порах образца и некоторой фиксированной концентрацией (C) дейтерированной воды в нем.

Под состоянием жидкости фактически понимают степень разбавления ее изотопным аналогом D₂O, в результате чего изменяется концентрация H₂О в поровом пространстве (от 100% до более низкой величины) и уменьшается при этом абсолютное количество "легкой" воды. Это количество можно контролировать по видимой амплитуде сигнала от образца. Однако в каждом образце степень разбавления воды зависит в первую очередь от пористости и соотношения величин абсолютных объемов пустотного пространства изначально занятых обычной "легкой" водой и нефтью. Поэтому в каждом образце процесс диффузионного замещения вод индивидуален и до опыта нельзя предсказать каких-либо результатов.

В том случае, когда известен закон, связывающий изменение количества протонсодержащей жидкости в образце от рабочей концентрации тяжелой воды, можно с заданной точностью определить любое текущее состояние жидкости, в частности, при исходной концентрации D₂O, равной 99.9%. Количество жидкости, полученное при таком граничном условии, будет фактически соответствовать количеству нефти при полном замещении поровой воды на дейтерированную, т.е., когда в порах полностью отсутствуют молекулы "легкой" воды. Таким образом, в заявляемом способе образец подвергается своеобразному двухступенчатому тестированию, по результатам которого определяется количество нефти.

Как было получено неожиданно и впервые нами в специальных опытах по определению нефти в горных породах методом ЯМР, процесс диффузионного замещения "легкой" воды на "тяжелую" в поровом пространстве горных пород характеризуется выраженной универсальной закономерностью, которая позволяет на практике полностью отказаться от использования исходной дейтерированной воды с концентрацией 99.9%, не снижая при этом точность анализа нефти.

Суть проведенных опытов состояла в следующем. Исследуемый водонефтенасыщенный образец последовательно помещали и далее выдерживали до стабилизации амплитуды сигнала от образца в различных по концентрации рабочих растворах, полученных методом разбавления "чистой" дейтерированной воды обычной дистиллированной водой. При этом каждый последующий раствор был более высокой концентрации по изотопу D₂O, чем предыдущий. Таким образом, при дискретном изменении концентрации через 10% было получено 9 рабочих растворов в диапазоне от 10 до 90%. Дополнительно были использованы два граничных раствора с нулевой (дистиллированная вода) и предельной исходной концентрацией D₂O (99.9%), как в известном способе. По измеренным текущим амплитудам сигнала A₁ от образца после выдержки в соответствующем рабочем растворе с использованием эталонных образцов определялось текущее количество P₁ протонсодержащей жидкости (нефти и воды) в породе. На основании полученных данных были построены экспериментальные графики, которые отражают процесс монотонного снижения веса "легкой" воды при увеличении концентрации D₂O в рабочем растворе, т.к. количество нефти и амплитуда сигнала от нее остаются в образце неизменными (являются константой) и не зависят от условий и особенностей замещения водной фазы. Однако, как неожиданно и впервые было установлено нами, что в том случае, когда указанные параметры: количество жидкости и текущая концентрация раствора представлены в координатах - "логарифм веса жидкости (LnP)" и "экспоненциальная функция от концентрации" (ехр(C_i)) - динамика процесса диффузионного замещения воды для каждого образца преобразуется в прямолинейный график с характерным угловым коэффициентом. Данные эксперименты с вариацией концентрации D₂O были проведены на коллекции реальных неэкстрагированных водонефтенасыщенных образцов с различными коллекторскими свойствами (пористостью, проницаемостью и др.). Установленные экспериментальные графики приведены на фиг. 1. На графиках хорошо видно, что для высокопористых (с большим объемом перового пространства) пород (образцы 1-4) выполняются строго линейные зависимости. Для низкопористых пород с меньшим объемом пор (образцы 5-6) отклонение от линейности наблюдается только на начальном переходном участке графика с низкой рабочей концентрацией до 20%. Эти отклонения связаны с особенностями строения порового пространства таких горных пород. Исследованная коллекция образцов ко всему характеризовалась различным количеством нефти в них, которое на графике для каждого из 6-ти образцов соответствует самой низкой величине P_min количества протонсодержащей жидкости при максимальной концентрации D₂O в 99.9% (на графике это соответствует значению абсциссы, равной exp(99.9/100)=2.72 ед.).

Таким образом, экспериментально было установлено, что во всех реальных образцах горных пород процесс диффузионного замещения воды в порах описывается простым уравнением: LnP=B - Н•exp(C), где коэффициенты "В" и "Н" - некоторые эмпирические константы. Для решения уравнения относительно этих параметров необходимо в общем случае иметь два уравнения с концентрацией C₁ и C₂ и соответственно два значения веса P₁ и P₂ (две текущие амплитуды сигнала) поровой протонсодержащей жидкости. Если известны индивидуальные константы для каждого образца, то по уравнению при C=99.9% определяется количество нефти P_min= P_н. В общем виде рассмотренный выше алгоритм описывается формулой:

где P_н - количество нефти в образце, г;
P₁, P₂ - текущее количество протонсодержащей жидкости в образце после выдержки соответственно в первом и втором рабочих растворах, г;
C₁, C₂ - равновесная концентрация дейтерированной воды соответственно в первом и втором рабочих растворах, об.%.

Если определение текущих количеств жидкости P₁ и P₂ из формулы не вызывает каких-либо трудностей, то измерение концентраций C₁, C₂ требует выполнения дополнительных измерительных операций, поскольку методом ЯМР невозможно определить вес самой дейтерированной воды, т.к. от дейтеронов амплитуда сигнала не появляется. Однако в растворе протонсодержащей и дейтерированной воды это можно сделать по методу баланса, если знать полный вес этого раствора и количество протонсодержащей воды Н₂О в нем (через сравнение амплитуды сигнала от рабочего раствора с амплитудой от эталона). Дополнительно известно, что отношение плотностей "тяжелой" воды к "легкой" составляет 1.104. Эти операции и параметры, взятые вместе, позволяют установить общий вид уравнения для определения текущих объемных концентраций D₂O в рабочих растворах

где C - концентрация дейтерированной воды в соответствующем рабочем растворе после выдержки в нем образца, об.%;
P - вес соответствующего рабочего раствора, г;
P_э - вес протонсодержащей воды в эталонном образце, г;
А - амплитуда сигнала от соответствующего рабочего раствора, ед;
А_э - амплитуда сигнала от эталонного образца, ед.

Заявляемый способ приводит к существенной экономии "чистой" D₂O, которая, во-первых, складывается из возможности, многократного (от 5 до 8 раз) использования пробы рабочего раствора до момента повторного восстановления, во-вторых, вследствие уменьшения в три раза (с трех у прототипа до одного у предлагаемого способа объема образца) абсолютного объема проб рабочих растворов. Последнее объясняется тем, что в заявляемом способе, в отличие от известного, не требуется в каждом образце создавать условия полного замещения поровой воды на дейтерированную, которое достигается только при "бесконечном" разбавлении воды в D₂O и соотношении V_пробы = 3V_обр. В заявляемом способе речь везде идет о частичном (неполном) замещении воды, которое на практике выполняется при условии V_пробы V_обр.. В итоге - полная экономия дейтерированной воды в одном цикле достигает 15 и более раз.

Дополнительно, в заявляемом способе ни один из рабочих растворов не списывается в отходы и используется в работе с учетом восстановления неограниченное число раз, что является признаком чистой, безотходной технологии количественного определения нефти.

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.

Вышеизложенное позволяет сделать вывод о том, что заявляемый способ определения нефти в образцах горных пород соответствует критерию "изобретательский уровень".

Предлагаемый способ характеризуется чертежом, на котором приведены экспериментальные графики зависимости изменения текущего количества протонсодержащей жидкости в образцах горных пород от концентрации дейтерированной воды в рабочем растворе. Дополнительно предлагаемый способ характеризуется табл. 1 сравнения технико-экономических показателей использования D₂O в заявляемом способе и прототипе.

Данные табл. 1 показывают, что при определении нефти по заявляемому способу имеет место существенная экономия дейтерированной воды и денежных средств.

Для осуществления заявляемого способа производят следующие операции в нижеуказанной последовательности:
- образец помещают в первый рабочий раствор из протонсодержащей и дейтерированной воды;
- периодически извлекают образец из раствора и измеряют амплитуду сигнала от протонсодержащей жидкости в образце;
- выдерживают образец в растворе до стабилизации амплитуды сигнала от образца;
- измеряют амплитуду сигнала от эталонного образца;
- после этого определяют равновесную объемную концентрацию дейтерированной воды в первом растворе после выдержки в нем образца;
- далее помещают образец во второй рабочий раствор с более высокой концентрацией в нем D₂O;
- повторяют все операции по контролю, выдержке образца и измерению амплитуды сигнала от образца и эталона по аналогии с первым рабочим раствором;
- определяют равновесную объемную концентрацию дейтерированной воды во втором растворе после выдержки в нем образца и количество нефти в образце определяют по соответствующим формулам.

Для осуществления заявляемого способа были использованы водонефтенасыщенные 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 (H₂O) по ГОСТ 6907-72;
- вода дейтерированная (D₂O) марки А перегнанная, обогащенная до 99.9%;
- 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;
- эталонные образцы горных пород с известным весовым содержанием дистиллированной воды.

Пример осуществления заявляемого способа
Образцы водонефтенасыщенного керна были отобраны из двух скважин Осинского и Жуковского месторождений Пермской области. Проходка скважин в нефтеносных горизонтах осуществлялась на обычном водном растворе, поэтому в поровом пространстве образцов одновременно присутствовали вода и текущее количество нефти.

Для анализов было изготовлено 6 водонефтенасыщенных образцов реальных горных пород из нефтенасыщенной части пласта.

Ниже в качестве примера приведены все операции и расчеты при анализе одного водонефтенасыщенного образца. На практике, как правило, одновременно проводится лабораторный анализ целой серии (25-30 шт.) образцов горных пород.

Неэкстрагированный водонефтенасыщенный карбонатный образец (скв. 2303, Осинского месторождения, глубина отбора 1053 м, возраст C_2в), который после отбора хранится под слоем пластовой воды с нефтью, извлекали из жидкости и удаляли поверхностные капли жидкости путем прокатывания по влажной фильтровальной бумаге.

После чего помещали образец в герметичную емкость (объемом 5 см³) с первым рабочим раствором (1.5 см³) концентрацией D₂O около 20 об.% и выдерживали в нем не менее суток. Далее извлекали образец из раствора, удаляли поверхностные капли жидкости и помещали его в термостатированный (при 25^oC) датчик ЯМР спектрометра. Измеряли амплитуду сигнала от образца при отношении сигнал/шум > 10 с цифрового вольтметра по 10-15 единичным измерениям амплитуды. Через некоторое время извлекали образец и снова повторяли операцию измерения амплитуды сигнала до стабилизации контролируемого параметра. Конечная амплитуда сигнала при этом составила 353 ед. Аналогично измеряли после этого амплитуду сигнала от эталонного образца, для которого А_э=362 ед. при Р_э=0.350 г.

Затем определяли равновесную объемную концентрацию дейтерированной воды в первом растворе, для чего измеряли на аналитических весах вес раствора (без образца) - 1.2115 г и соответственно амплитуду сигнала от этого объема жидкости -385 ед. Далее измеряли амплитуду сигнала от эталонного образца, для которого А_э = 402 ед. при Р_э = 0.950 г.

После этого помещали образец в герметичную емкость (объемом 5 см³) со вторым рабочим раствором (1.5 см³) концентрацией D₂O около 70% и выдерживали в нем не менее суток. Далее извлекали образец из раствора, удаляли поверхностные капли жидкости и помещали его в термостатированный (при 25^oC) датчик ЯМР спектрометра. Измеряли амплитуду сигнала от образца при отношении сигнал/шум > 10 с цифрового вольтметра по 10-15 единичным измерениям амплитуды. Через некоторое время извлекали образец и снова повторяли операцию измерения амплитуды сигнала до стабилизации контролируемого параметра. Конечная амплитуда сигнала при этом составила 222 ед. После этого измеряли амплитуду сигнала от эталонного образца, для которого А_э = 230 ед при Р_э = 0.15 г.

Далее определяли равновесную объемную концентрацию дейтерированной воды во втором растворе, для чего измеряли на аналитических весах вес раствора (без образца) - 1.2015 г и соответственно амплитуду сигнала от этого объема жидкости -325 ед. Измеряли далее амплитуду сигнала от эталонного образца, для которого А_э = 330 ед при Р_э = 0.300 г.

Затем по известной формуле Р=А•Р_э/А_э с использованием параметров соответствующих эталонных образцов определяли текущее количество протонсодержащей жидкости в образце после выдержки в первом рабочем растворе
P₁ = 353•0.35/362 = 0.3413 г
Соответственно после выдержки во втором рабочем растворе:
P₂ = 222•0.15/230 = 0.1448 г
По измеренным весам и соответствующим амплитудам сигнала определяли равновесную концентрацию дейтерированной воды в первом и втором рабочих растворах
C₁ = 100/[1+1.104•(1.2115•402/(0.95•385)-1)^-1] = 23.10%,
C₂ = 100/[1+1.104•(1.2015•330/(0.30•325)-1)^-1] = 73.53%
После подстановки предварительно полученных коэффициентов C₁ и C₂ в расчетную формулу определяли количество нефти в образце
LnP_н = Ln(0.3413)-Ln(0.3413/0.1448)•[1-exp(1-0.231)/
(1-exp(0.7353-0.2310)] = -2.5884,
откуда находим количество нефти
Р_н = exp(-2.5884) = 0.0751 г
Для сопоставления с данными известного способа (прототипа) после выдержки во втором рабочем растворе образец помещали в чистую дейтерированную воду (C = 99.9%, V = 4.5 см³) и выдерживали в ней не менее суток. Далее извлекали образец из раствора, удаляли поверхностные капли жидкости и помещали его в термостатированный (при 25^oC) датчик ЯМР спектрометра. Измеряли амплитуду сигнала от нефти при отношении сигнал/шум > 10 с цифрового вольтметра по 10-15 единичным измерениям амплитуды. Средняя амплитуда сигнала при этом составила 367 ед. Измеряли после этого амплитуду сигнала от эталонного образца, для которого А_э = 339 ед при Р_э = 0.070 г. Затем рассчитывали вес нефти в образце
Р_н = 367•0.070/339 = 0.0758 г
По результатам двух способов (заявляемому и прототипу) рассчитывали относительную ошибку отклонения при определении количества нефти

В табл. 2 для сравнения приведены данные по всем остальным образцам.

Из табл. 2 видно, что средняя ошибка отклонения количества нефти, определенного по заявляемому способу, составляет 1.85% и находится в пределах допустимой по ОСТу ошибки. Таким образом, заявляемый способ существенно экономит дейтерированную воду (для данной коллекции образцов в 18 раз) и при этом не снижается точность анализов, что соответствует поставленной цели изобретения.

Формула изобретения

1. Способ определения количества нефти в образцах горных пород, включающий помещение образца в рабочий раствор, выдержку его и последующее определение количества нефти в образце импульсным методом ядерного магнитного резонанса посредством сравнения амплитуды сигнала от водонефтенасыщенного образца с амплитудой от эталонного образца и расчет по формулам, отличающийся тем, что в качестве рабочего раствора используют растворы, состоящие из протонсодержащей и дейтерированной воды, при этом образец последовательно помещают в два разных рабочих раствора, причем концентрация второго раствора по дейтерированной воде выше концентрации первого, выдерживают образец в каждом из растворов до стабилизации амплитуды сигнала жидкости в образце, после указанной выдержки образца измеряют вес соответствующего раствора и амплитуду сигнала от него, определяют равновесную объемную концентрацию дейтерированной воды в каждом из растворов по формуле

где С - концентрация дейтерированной воды в соответствующем рабочем растворе после выдержки в нем образца, об.%;
Р - вес соответствующего рабочего раствора, г;
Р_Э - вес протонсодержащей воды в эталонном образце, г;
А - амплитуда сигнала от соответствующего рабочего раствора, ед;
А_Э - амплитуда сигнала от эталонного образца, ед.,
а количество нефти в образце определяют по формуле

где Р_Н - количество нефти в образце, г;
P₁, P₂ - текущее количество протонсодержащей жидкости в образце после выдержки соответственно в первом и втором рабочих растворах, г;
C₁, C₂ - равновесная концентрация дейтерированной воды соответственно в первом и втором рабочих растворах, об.%.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация дейтерированной воды в первом рабочем растворе составляет не менее 20-25 об.%, а во втором - не более 70-75 об.%.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

PD4A - Изменение наименования обладателя патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение

(73) Новое наименование патентообладателя:
Общество с ограниченной ответственностью «Пермский научно-исследовательский и проектный институт нефти» (ООО «ПермНИПИнефть») (RU)

Адрес для переписки:
614066, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29, ООО «ПермНИПИнефть»

Извещение опубликовано: 10.09.2010        БИ: 25/2010