Способ определения вязкости тяжелой нефти методом ядерного магнитного резонанса в поровом пространстве коллектора и свободном объёме

Использование: для определения свойств пластовых флюидов, а именно вязкости тяжелой нефти. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют получение представительных образцов тяжелой нефти методом высокоскоростного центрифугирования из нефтенасыщенного керна, отобранного с интересующей глубины, последующее измерение скорости спин-спиновой релаксации полученных представительных образцов тяжелой нефти методом импульсного ядерного магнитного резонанса, используя последовательность Карра-Парселла-Мэйбума-Гилла на лабораторном оборудовании, с последующей обработкой амплитудно-релаксационной характеристики, включающей получение спектра времен спин-спиновой релаксации с использованием метода регуляризации Тихонова, определение среднего геометрически взвешенного времени релаксации спектра в интервале 0.01–20 мс, использование полученного среднего геометрически взвешенного времени релаксации в соотношении для вычисления вязкости с заранее известными постоянными коэффициентами. Технический результат: обеспечение возможности с высокой точностью определять вязкость нефти в диапазоне 500–100000 мПа*с на основе метода ядерно-магнитного резонанса как с помощью лабораторных исследований, так и с использованием скважинных приборов ЯМР-каротажа в сильном поле. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 10 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к способам определения свойств пластовых флюидов, а именно вязкости тяжелой нефти на основе обработки и интерпретации данных измерения ядерно-магнитной релаксации тяжелой нефти в поровом пространстве породы-коллектора либо в свободном объеме и предназначено для использования в нефтедобывающей промышленности для исследования пластов с целью повышения эффективности разработки месторождений тяжелой и сверхвязкой нефти. Также изобретение может быть использовано в научном и проектном обеспечении, научно-исследовательских работах в области геологии и разработки нефтяных месторождений на основе результатов измерения ЯМР-характеристик отобранного керна, экстрагированной нефти, а также данных ядерного-магнитного каротажа в сильном поле. Результаты исследований могут быть использованы при геологическом, гидродинамическом моделировании, для выбора метода и способа разработки и эксплуатации залежи тяжелой нефти.

Уровень техники

В настоящее время идут активное промышленное освоение и подготовка к вводу в эксплуатацию наиболее крупных месторождений тяжелой нефти на территории республики Татарстан. Продуктивные отложения, содержащие основные запасы и ресурсы тяжелой нефти и природного битума, расположены на сравнительно небольшой глубине (от 50 до 300 м). Несмотря на относительно малую глубину залегания данные залежи относятся к трудноизвлекаемым из-за высокой вязкости нефти, содержащегося в коллекторе и невозможности ее добычи без придания текучести, например, за счет нагнетания пара. Для эффективного применения и усовершенствования существующих технологий добычи необходимо более детальное изучение геолого-геохимических условий залегания этих залежей, а также свойств, находящихся в них углеводородных флюидов.

Полагается, что залежам тяжелой нефти характерна неоднородность вязкости насыщающего флюида как по глубине, так и по простиранию, причем значение вязкости может изменяться в диапазоне нескольких порядков. Однако, на сегодняшний день не существует достоверного способа для определения этой неоднородности и оценки вязкости нефти непосредственно в пластовых условиях. Существующие методы измерения не позволяют определить значение вязкости нефти без ее извлечения из породы-коллектора. Большой практический интерес представляет использование метода ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) для описания характеристик флюида, насыщающего коллектора с тяжелой нефтью непосредственно в пластовых условиях. ЯМР-каротаж является единственной технологией, позволяющей непрерывно оценивать распределение вязкости нефти в естественных условиях залегания непосредственно в поровом пространстве породы-коллектора. Наиболее широко применяемые методики интерпретации данных ЯМР-каротажа основаны на измерении характеристик ядерной магнитной релаксации пород-коллекторов, насыщенных различными флюидами, обработке и анализе получаемых спектров распределения времен релаксации, и установлении временных отсечек. При этом, используя различные эмпирические и теоретические модели, строят предположения о свойствах пород и насыщающих их флюидов. Получение информации о пространственном распределении нефти различной вязкости обеспечит возможность оптимально проектировать систему разработки залежей, контролировать ее состояние и проводить оптимальные геолого-технические мероприятия с целью повышения текущей и накопленной добычи.

В нефтяной отрасли имеются разнообразные приборы, посредством которых можно определять реологические характеристики пластовых флюидов. Известны различные способы гидродинамических, геофизических и иные исследования пластовых флюидов в процессе разработки продуктивных платов, среди которых есть как прямые, так и косвенные методы определения реологических свойств нефти.

Например, известен способ прогнозирования вязкости пластовых флюидов по результатам ЯМР релаксации (Т₁ и Т₂) и коэффициентов диффузии, основанным на эмпирических корреляциях (см. [1] Morriss et al., SPWLA Annual Transaction, стр. 1-24, June 19-22, 1944; [2] Freedman et. Al., SPE Journal (75325), December 2001; [3] Lo et. Al., SPE Journal (77264), March 2002). Корреляции через эмпирически определенные постоянные связывают логарифмические средние распределения с вязкостью. Точность значения вязкости, прогнозируемой по этим корреляциям, ограничена следующими факторами:

1) не учитывается детальная форма распределений;

2) эмпирические постоянные, используемые в корреляциях, не являются универсальными и могут изменяться для различных типов нефти и устройств;

3) принятая форма для корреляционных уравнение точно не определена;

4) эмпирические корреляции получены по образцам нефти вязкостью до 1000 сПз;

5) Не учитывается влияние порового пространства для различных типов нефти.

Также известен способ определения вязкости на основе измерения спин-спиновой релаксации нефти в свободном объеме или в поровом пространстве породы коллектора в лабораторных условиях (см. [4] Ahmed K. et al. Viscosity Predictions of Viscous Oil from a Kuwait Oil Field by Low-field NMR //SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition. - Society of Petroleum Engineers, 2014.), а также способ определения вязкости нефти на основе двумерных релаксационных карт Т₂-D (см. [5] заявка РФ № 2005117079, МПК G01N 1/00, опубл. 20.11.2006). Однако эти методы могут быть применимы с разной степенью достоверности только к нефти, вязкостью ниже 1000 мПа⋅с. Данный способ является более ресурсозатратным и не всегда возможен к применению, особенно при измерениях ядерного магнитного каротажа.

Близким аналогом является способ определения вязкости нефти посредством скважинных приборов отбора проб и исследования флюидов, таких как модульный динамический опробователь пластов MDT фирмы Schlumberger. С помощью специализированного опробователя можно получать информацию о типе и характеристиках пластовых флюидов, используя различные модули в датчиках, расположенных в приборе. Однако количество измерений ограничено числом модулей, что делает невозможным получение непрерывного распределения значений вязкости в пласте.

Также известен способ определения свойств пластовых флюидов, окружающих подземную скважину, а именно вязкости нефти, путем измерения ядерно-магнитного резонанса. Измерения проводятся модульным датчиком на подвижных пробах нефти, собранных в пласте посредством скважинного пробоотборника (см. [6] патент США №6111408, МПК G01R 33/44, G01V 3/32, опубл. 29.08.2000; [7] патент РФ 2367981, МПК G01V 3/32, опубл. 20.09.2009). Аналоги такого рода обладают рядом недостатков. В первую очередь необходимость получения подвижной пробы пластового флюида, что в случае геолого-химических условий залегания коллекторов тяжелой нефти без химического либо теплового воздействия на пласт представляется маловероятным. Побочным эффектом такого воздействия является необратимое изменение физико-химических свойств и структуры пластового флюида, и неудовлетворительная степень загрязнения образца сырой пластовой нефти, в которой может присутствовать фильтрат бурового раствора на углеводородной основе.

Наиболее близким аналогом предлагаемого способа (прототипа) по методической сущности является способ определения вязкости нефти в поровой среде с использованием ядерно-магнитно-резонансного релаксометра, включающий измерения времени спин-решеточной релаксации и амплитуды сигнала ЯМР жидкости в свободном объеме по результатам которых рассчитывают вязкость нефти (см. [8] Авт. св. СССР №1339440, МПК G01N 11/00, опубл. 23.09.1987).

Представленный способ позволяет с высокой точностью определять вязкость нефти в диапазоне 500 - 100 000 мПа*с на основе метода ядерно-магнитного резонанса как с помощью лабораторных исследований, так и с использованием скважинных приборов ЯМР-каротажа в сильном поле, что связано с отличающимся подходом к обработке и интерпретации данных.

Сущность изобретения

Задачей заявленного изобретения является разработка способа определения вязкости тяжелой нефти, в том числе в пластовых условиях коллектора, в котором исключены недостатки аналогов и прототипа, а также возможность использования как при измерениях на лабораторном оборудовании, так и в так называемых спускаемых на кабеле скважинных каротажных устройствах ядерного магнитного резонанса.

Техническим результатом является повышение эффективности разработки месторождений тяжелой нефти, приуроченных к терригенным коллекторам по результатам разработки методики определения вязкости нефти на основе применения метода ЯМР.

Поставленная задача решается за счет определения взаимосвязи магнитно-релаксационных и реологических характеристик нефти, а технический результат достигается за счет использования методики интерпретации данных скважинного ЯМР-каротажа в сильном поле, которая позволяет получать детальную информацию о распределении вязкости тяжелой нефти по разрезу залежи.

Задача решается, а технический результат достигается за счет предложенного способа определения вязкости нефти включающего получение представительных образцов тяжелой нефти методом высокоскоростного центрифугирования из нефтенасыщенного керна, отобранного с интересующей глубины, последующее измерение скорости спин-спиновой релаксации полученных представительных образцов тяжелой нефти методом импульсного ядерного магнитного резонанса используя последовательность Карра-Парселла-Мэйбума-Гилла на лабораторном оборудовании, с последующей обработкой амплитудно-релаксационной характеристики включающей получение спектра времен спин-спиновой релаксации с использованием метода регуляризации Тихонова, определение среднего геометрически взвешенного времени релаксации спектра в интервале 0.01 - 20 мс., использование полученного среднего геометрически взвешенного времени релаксации в соотношении для вычисления вязкости с заранее известными постоянными коэффициентами.

Также технический результат достигается за счет того, что измерения скорости спин-спиновой релаксации на лабораторном оборудовании проводится на естественно-нефтенасыщенном керне, отобранном с интересующей глубины.

Также технический результат достигается за счет того, что измерение скорости спин-спиновой релаксации проводится с использованием последовательности радиочастотных импульсов 180⁰-КПМГ и последующим построением двумерной карты Т₁-Т₂ с выделением из массива данных спектра спин-спиновой релаксации.

Также поставленная задача и технический результат достигаются за счет второго варианта способа определения вязкости нефти включающего непрерывное измерение по продуктивному интервалу скважины скорости спин-спиновой релаксации прибором ядерного магнитного каротажа с последующей обработкой амплитудно-релаксационных характеристик включающих получение спектра времен спин-спиновой релаксации с использованием метода регуляризации Тихонова, определение среднего геометрически взвешенного времени релаксации на интервале спектра 0.01 - 20 мс., использование полученного среднего геометрически взвешенного времени релаксации в соотношении для вычисления вязкости с заранее установленными корреляционными коэффициентами.

Также технический результат достигается за счет того, что прибором ядерно-магнитного каротажа в области окружающей подземную скважину проводится измерение последовательности радиочастотных импульсов 180⁰-КПМГ с последующим построением двумерной карты T₁-T₂ на интересующих интервалах глубин с целью определения типа флюида и степени подвижности его компонент на основе установленных корреляционных зависимостей отношения Т₁/Т₂ от вязкости тяжелой нефти.

Краткое описание чертежей

На фигуре 1 изображено отношение максимального и минимального времен спин-спиновой релаксации в зависимости от вязкости нефти.

На фигуре 2 изображено распределение времен спин-спиновой релаксации Т₂ для различных комбинаций смачиваемости породы и свойств флюида.

На фигуре 3 изображена зависимость коэффициента динамической вязкости тяжелой нефти при термобарических условиях пласта от значения вязкости нефти при стандартных условиях.

На фигуре 4 изображено графическое представление последовательности КПМГ (Карр-Парселл-Мейбум-Гилл, в оригинале: Carr-Purcell-Meiboom-Gill - CPMG).

На фигуре 5 изображены спектры времен спин-спиновой релаксации, полученные различными методами обработки исходных данных о спаде.

На фигуре 6 изображен вклад слагаемых эмпирической формулы в расчетную величину коэффициента динамической вязкости при стандартных условиях.

На фигуре 7 изображено соответствие в численных значениях коэффициентов динамической вязкости, полученных методом ЯМР и на вискозиметре при стандартных условиях.

На фигуре 8 изображено распределение вязкости тяжелой нефти вдоль стволов пар горизонтальных скважин по участку залежи тяжелой нефти.

На фигуре 9 изображен пример сравнения основных показателей разработки залежи технологией ПГД с учетом информации о неоднородности распределения вязкости нефти в пласте и без нее: а) добыча жидкости; б) закачка пара; в) добыча нефти.

На фигуре 10 изображено сравнение основных показателей разработки залежи технологией ПГД с учетом информации о неоднородности распределения вязкости нефти по залежи и без нее (накопленная добыча, паронефтяное отношение, водонефтяной фактор).

Осуществление изобретения

На основе систематичного отбора представительных образцов сверхвязкой и тяжелой нефти из нефтенасыщенного керна, отобранного с интересующей глубины, методом высокоскоростного центрифугирования с последующим измерением реологических (вязкости) и магнитно-релаксационных (ЯМР) свойств извлеченных из керна образцов нефти, устанавливают эмпирические зависимости между реологическими свойствами и магнитно-релаксационными характеристиками нефти, причем для оценки показателя текучести нефти используется зависимость среднего геометрически взвешенного времени ее спин-спиновой релаксации от этого показателя. В случае наблюдения за спин-спиновой релаксацией Т₂ ядер водорода, входящих в углеводородные цепочки, время релаксации зависит от молекулярной массы молекулы, от ее формации, а также от ограничения движения (пористая среда) и от количества парамагнитных примесей, контактирующих с молекулой углеводорода. Установлено, что литологический тип породы и объем ее порового пространства с увеличением вязкости насыщающей нефти по степенному закону, снижают свое влияние на величину разброса значений времени спин-спиновой релаксации, при этом, начиная с величины динамической вязкости нефти, равной 400 мПа⋅с, отношение максимального и минимального времен спин-спиновой релаксации стремится к единице (Фиг. 1).

Установлено, что поровое пространство породы-коллектора и парамагнитные примеси в природных концентрациях не влияют на время спин-спиновой релаксации в случае тяжелой нефти (Фиг. 2). Таким образом, распределение времен спин-спиновой релаксации тяжелой нефти отражает распределение подвижностей ее составляющих. На основании распределения подвижностей, в свою очередь, можно определять вязкость флюида.

В одном из вариантов осуществления предложен способ определения вязкости тяжелой нефти на основе измерения скорости спин-спиновой релаксации полученных представительных образцов тяжелой нефти методом ЯМР. Измерения проводятся на нефти в свободном объеме, экстрагированной из керна методом ВСЦ (методом высокоскоростного центрифугирования), или нефтенасыщенном керне. На основании математической обработки измеренной релаксационной кривой получают спектр времен релаксации с использованием метода регуляризации Тихонова, после чего вычисляют среднее геометрически взвешенное время релаксации в диапазоне спектра 0.01 - 20 мс.

На основании полученного значения среднего геометрически взвешенного времени спин-спиновой релаксации используя математическое преобразование вычисляют значение коэффициента динамической вязкости тяжелой нефти. Значение вязкости определяется в пределах доверительного интервала установленной корреляции - 20%.

В другом варианте осуществления предложен способ определения вязкости тяжелой нефти на основе данных измерений по продуктивному интервалу скважины скорости спин-спиновой релаксации прибором ЯМР-каротажа. Измеренные спады спин-спиновой релаксации скважинным прибором ЯМР-каротажа преобразовывают в спектры с использованием метода регуляризации А.Н. Тихонова и определяют среднее геометрически взвешенное время спин-спиновой релаксации как интегральную ЯМР-характеристику исследуемой области. На основании полученного значения среднего геометрически взвешенного времени спин-спиновой релаксации используя математическое преобразование определяют значение вязкости флюида, находящегося в измерительной области прибора ЯМР-каротажа с точностью, превышающей 80%.

В одном из вариантов осуществления изобретения при бурении оценочной скважины на неразведанном месторождении сверхвязкой или тяжелой нефти либо в зонах месторождения, не затронутых внутрипластовым горением или химическим воздействием, производится отбор керна с продуктивного интервала, с последующей его изоляцией во избежание потерь насыщающего флюида через испарение (ГОСТ 12071-2014 Грунты. Отбор, упаковка, транспортирование и хранение образцов). Для проведения исследований методом ЯМР и извлечения образцов нефти из керна подбираются скважины-кандидаты с учетом их расположения, обеспечивающее максимальный охват площади купола залежи, но не менее 1 скважины на 5 км², и толщиной продуктивного интервала не менее 10 метров.

Отбор кернового материала для получения образцов нефти из нефтенасыщенного керна осуществляется от кровли к подошве с интервалом равным 1/3 от продуктивной толщи пласта с целью получения выборки, содержащей максимально широкий диапазон величин вязкости. Методом высокоскоростного центрифугирования, получаем минимум по 3 образца тяжелой нефти из нефтенасыщенного керна каждой скважины-кандидата, с последующим обезвоживанием, в случае присутствия пластовой минерализованной воды или эмульсии в образце нефти методом термодинамического разделения. На вискозиметре измеряем значения коэффициентов динамической вязкости полученных образцов тяжелой нефти при стандартных и термобарических условиях пласта, соответствующее данному конкретному месторождению, и на основе измерений устанавливаем эмпирическую зависимость между ними (Фиг. 3).

Для каждого образца проводим одно измерение времен спин-спиновой (Т₂) релаксации с использованием импульсной последовательности КПМГ (Карр-Парселл-Мейбум-Гилл - последовательность электромагнитных импульсов (см. Фиг. 4)) для получения релаксационного спада. Длинная серия радиочастотных импульсов, называемая последовательностью КПМГ, ключевой характеристикой которой является чередование полярности получаемого сигнала для исключения возможных артефактов, вызываемых работой электронных схем. Далее, серия радиочастотных импульсов воздействует на магнитные моменты ядер водорода, заставляя их повернуться на 90°, а затем прецессировать вокруг направления постоянного магнитного поля. В промежутке между посылаемыми импульсами ядра водорода химических составляющих пластовых флюидов генерируют радиочастотные эхо-сигналы, принимаемые и измеряемые антенной прибора ЯМР. Интервал времени между последовательными импульсами, когда появляется эхо-сигнал, обозначается ТE. В течение цикла измерений с использованием последовательности КПМГ ядра водорода химических веществ, составляющих пластовые флюиды, генерируют обнаружимые радиочастотные эхо-сигналы с частотой, равной частоте их возбуждения. Амплитуда эхо-сигналов уменьшается с экспоненциально меняющейся скоростью, характеризуемой временами релаксации T₂, зависящими от распределения пор по размерам, свойств пластовых флюидов, минералогического состава пласта и молекулярной диффузии.

Предварительная обработка экспериментальных данных включает в себя преобразование кривых затухания продольной и поперечной намагниченности в спектр времен спин-спиновой (Т₂) и спин-решеточной (Т₁) релаксации соответственно.

Задача нахождения спектра времен релаксации, на основании экспериментально полученной кривой релаксационного затухания, по своей природе является некорректно поставленной и для ее решения существует несколько известных приближенных методов. Это означает, что не существует единственного правильного решения. Самым распространенным вариантом решения является обратное преобразование Лапласа, однако, при всех своих достоинствах, данный алгоритм обладает рядом недостатков. Так, низкое разрешение во временной области, является критичным при анализе тяжелой нефти. В качестве альтернативного способа получения спектра нами предложено использовать регуляризационный алгоритм, а именно метод регулляризации А.Н. Тихонова. Нахождение спектра является, по сути, уравнением следующего вида:

Обобщенный алгоритмический ход решения уравнения (1):

1. A⋅u=F

2. A^*⋅A⋅u=A^*⋅F

3. α⋅u+A^*⋅A⋅u=A^*⋅F

4. α⋅u_n,α+A^*⋅A⋅u_n,α=α⋅u_n-1,α+A^*⋅F

5. u_n,α=(A^*⋅A+α)^-1⋅(α⋅u_n-1,α+A^*⋅F)

где А - матрица коэффициентов a_ij, где A_n,m=||a_ij||_n,m=[exp(-T_i/T_2j)]_n×m

A* - комплексно-сопряженная матрица A; T_i - времена измерения спада поперечной намагниченности; T_2j - времена спин-спиновой релаксации в диапазоне измерения спектра; u - одномерная матрица населенностей компонент обладающих временами Т_2j; F - одномерная матрица значений амплитуд f_i, где fi - амплитуды сигнала в момент T_i; α - параметр регуляризации; u_n,α - матрица амплитуд U при n-ном шаге итерации и параметром регуляризации α, где n - номер шага итерации.

Последний этап является итерируемым и требуется повторять его пока спектр не будет удовлетворять предъявленным требованиям. Предварительные расчеты указывают на более высокую разрешающую способность данного метода вычисления спектров времен релаксации (Фиг. 5).

Рассчитывается спектр времени спин-спиновой релаксации используя метод регуляризации А.Н. Тихонова. Исключаем из дальнейшей обработки времена релаксации свыше 20 мс. Рассчитываем среднее геометрическое взвешенное время релаксации на основе формулы:

где A_i - амплитуда каждого времени спектра спин-спиной релаксации Т_2i.

Согласование величин коэффициентов динамической вязкости, определяемых прямым измерением на вискозиметре и по методу ядерно-магнитного резонанса достигается на основе эмпирически полученной двучленной формулы (3), связывающей время спин-спиновой релаксации (Т₂) и коэффициент динамической вязкости. Данная зависимость в общем случае выглядит как:

где Т_2GM - среднее геометрически взвешенное время спектра спин-спиновой релаксации, А и В - коэффициенты, зависящие как от свойств физической системы, так и от параметров аппаратуры.

Техническая сложность измерения спин-спиновой релаксации тяжелой нефти сопряжена с большой объемной долей компонент, имеющих времена релаксации недоступные к наблюдению как на лабораторных ЯМР-релаксометрах, так и на приборах ядерного магнитного каротажа. Таким образом теряется большая часть важной информации о реальном распределении подвижности компонент тяжелой нефти. Чем выше вязкость, тем больше становится доля нерегистрируемых компонент, с целью компенсировать потерю полезной информации вводится дополнительное слагаемое в эмпирическую формулу определения вязкости на основе ЯМР характеристик тяжелой нефти. Подобный подход показывает высокую точность определения вязкости как при лабораторных ЯМР-исследованиях, так и при использовании скважинной аппаратуры ЯМР-каротажа.

Первое слагаемое в соотношении (3) согласуется с имеющимися эмпирическими зависимостями для легкой нефти в общем случае, где коэффициент А, в общем случае, зависит от температуры, времени эхо-сигнала, мнимого водородного индекса и т.д. Второе слагаемое является поправочным и позволяет компенсировать потерю сигнала от компонент обладающих малыми временами релаксации недоступными для регистрации на измерительном приборе. Таким образом коэффициент В относится не к физической системе, а к параметрам измерения, таким как время звона между импульсами и время ТЕ.

Одним из возможных способов определения значений коэффициентов А и В является их непосредственная калибровка при использовании экстрагированной из керна методом ВСЦ тяжелой нефти, отобранной с месторождения на котором будет производится определения вязкости методом ЯМР. Процесс калибровки включает в себя следующие этапы:

• отбор керна с оценочных скважин месторождения;

• экстрагирование тяжелой нефти методом ВСЦ;

• измерение скорости спин-спиновой релаксации;

• прямое измерение коэффициентов динамической вязкости на вискозиметре при стандартных и естественных условиях залегания нефти;

• обработка результатов ЯМР измерений при помощи метода, представленного выше;

• минимизация ошибки определения вязкости при помощи уточнения коэффициентов А и В;

• использование полученных коэффициентов в дальнейших исследованиях на данном месторождении.

С учетом технических особенностей прибора «GeoSpec2» формула (3) примет следующий вид:

причем первое слагаемое вносит доминирующий вклад в величину значения коэффициента динамической вязкости при вязкости тяжелой нефти в стандартных условиях от 1000 до 10000 мПа⋅с, а второе слагаемое - свыше 10000 мПа⋅с (Фиг. 6).

В качестве демонстрации достоверности метода проведен статистический анализ полученных результатов (Фиг. 7).

Таким образом, разработанная процедура согласования величин коэффициентов динамической вязкости, полученных различными методами, позволяет достоверно определить значение вязкости тяжелой нефти на основе данных ЯМР.

После установления коэффициентов А и В формулы (3) для исследуемого месторождения при стандартных условиях проводятся лабораторные измерения магнитно-релаксационных свойств (времен спин-спиновой релаксации Т₂) образцов керна, отобранных в разрезе продуктивного интервала оценочных скважин с интервалом 0,5 м. Для проведения исследований методом ЯМР подбираются скважины-кандидаты, предпочтительно расположенные на проектной траектории добывающих скважин, с учетом их расположения обеспечивающее максимальный охват площади залежи, и не менее 1 скважины на 3 км².

На основании метода обработки исходных данных, описанной выше, получаем распределение вязкости нефти по разрезу скважины при стандартных условиях. На основе полученной эмпирической зависимости коэффициентов динамической вязкости тяжелой нефти при стандартных и термобарических условиях пласта проводим перевод значений вязкости, полученных на основе данных ЯМР, к значениям вязкости в термобарических условиях залегания нефти.

В другом исполнении изобретения измерения методом ЯМР проводятся в открытом стволе скважины с использованием спускаемых на кабеле скважинных каротажных устройств. На основании лабораторных исследований проводим настройку каротажных приборов и определяем коэффициенты А и B для исследуемого месторождения и используемого прибора ЯМР-каротажа.

Рекомендуется использовать каротажный прибор время ТЕ которого не превышает 1 мс, более высокое значение времени ТЕ может внести большие погрешности в измерение спин-спиновой релаксации тяжелой нефти вследствие невозможности наблюдения высокомолекулярных компонент, доля которых может превышать 30%. Показано, что используя предложенный метод интерпретации и обработки экспериментальных данных возможно компенсировать потерю полезного сигнала от быстро-релаксирующих компонент при его доле не более 30%. Наиболее достоверные данные получаются с использованием приборов ЯМР-каротажа с фокусированным магнитным полем с вертикальным разрешением не более 10 см. Обработка набора кривых релаксационного затухания не отличается от обработки в случае проведения измерения на лабораторной установке.

Для достижения технического результата необходимо произвести учет в геологической и гидродинамической модели неоднородности распределения вязкости по залежи.

Пример конкретного исполнения.

По исследуемым скважинам проводится полная обработка данных керна и ГИС. Для каждого пропластка характеризующегося как порода-коллектор получают “непрерывные” значения пористости и нефтенасыщенности. Дополнительно, по данным ЯМР-исследований (ЯМР-каротажа, лабораторные ЯМР-исследования) получают устойчивые зависимости вязкости от глубины. Создается геологическая 3D модель создается в пакете лицензированного программного обеспечения для геологического моделирования. Первым шагом по созданию 3D модели - это создание структурного каркаса модели. Кровлей структурного каркаса принимается кровля коллектора разработываемого горизонта. Нижней частью структурного каркаса взята подошва коллектора разрабатываемого горизонта. Сетка 3D модели равномерная с шагом по Х и Y 25 м. Шаг дискретизации по Z равный 0,2 м.

Для создания параметров 3D модели (пористость, нефтенасыщенность, вязкость), скважинные данные переносятся на 3D сетку. Принимаются основные направление и параметры анизотропии пласта. Устанавливают радиус интерполяции вдоль оси анизотропии и радиус интерполяции перпендикулярно оси анизотропии. Данные параметры анизотропии принимаются исходя из формы и структуры рассматриваемого поднятия. Согласно РД 153-39.0-047-00 разница между параметрами 3D модели и исходными принятыми данными не должна превышать 5%. Для расчета вязкости по кубу используется модуль c такими же параметрами анизотропии, как и для расчета нефтенасыщенности и пористости. По полученному кубу вязкости наглядно устанавливается зависимость вязкости от глубины.

С целью обоснования необходимости и актуальности получения информации о вязкости, использована построенная геологическая модель залежи сверхвязкой нефти, учитывающая неоднородность вязкости нефти по всем направлениям. На рисунке (Фиг. 8) представлены характерные особенности распределения вязкости нефти по пласту, а также профили пар скважин, расположенных в центре залежи и у периферии. Показано, что вязкость нефти зависит не только от абсолютной отметки измерения вязкости, но и может изменяться по простиранию пласта. В западной части залежи наблюдается более высокая вязкость нефти по сравнению с восточной стороной.

Проводится гидродинамическое моделирование двух вариантов моделей: в первой вязкость задается единым значением по всему объему коллектора; во второй модели используется данные о неоднородности распределения вязкости. Далее без изменения положения и количества нагнетательных и добывающих скважин произведен расчет оптимального цикла закачки пара и годовой добычи нефти с исследуемого участка залежи.

На графиках (Фиг. 9) представлен пример динамики параметров разработки залежи наблюдается существенное различие как в оптимальной программе закачки пара, так и в добыче нефти на протяжении 8 лет. Также произведен расчет накопленной добычи нефти, паронефтяного отношения и водонефтяного фактора по всему сроку разработки исследуемого участка залежи тяжелой нефти. Как видно из графика (фиг. 10), использование информации о распределении вязкости по коллектору позволит уточнить водонефтяной фактор и паронефтяное отношение на протяжении всего срока разработки, а также объясняет ускорение добычи нефти на 20% по сравнению с прогнозной моделью, использующей среднюю вязкость по участку залежи. В дальнейшем, учет информации о неоднородности распределения вязкости позволит оптимизировать обустройство месторождения, расставив меньшее число пар скважин на расстояниях, позволяющих вести отбор равномерно по всем скважинам объекта.

1. Способ определения вязкости нефти, включающий получение представительных образцов тяжелой нефти методом высокоскоростного центрифугирования из нефтенасыщенного керна, отобранного с интересующей глубины, последующее измерение скорости спин-спиновой релаксации полученных представительных образцов тяжелой нефти методом импульсного ядерного магнитного резонанса, используя последовательность Карра-Парселла-Мэйбума-Гилла на лабораторном оборудовании, с последующей обработкой амплитудно-релаксационной характеристики, включающей получение спектра времен спин-спиновой релаксации с использованием метода регуляризации Тихонова, определение среднего геометрически взвешенного времени релаксации спектра в интервале 0.01–20 мс, использование полученного среднего геометрически взвешенного времени релаксации в соотношении для вычисления вязкости с заранее известными постоянными коэффициентами.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что измерение скорости спин-спиновой релаксации на лабораторном оборудовании проводится на естественно-нефтенасыщенном керне, отобранном с интересующей глубины.

3. Способ по п. 1-2, отличающийся тем, что измерение скорости спин-спиновой релаксации проводится с использованием последовательности радиочастотных импульсов 180°-КПМГ и последующим построением двумерной карты Т₁-Т₂ с выделением массива данных спектра спин-спиновой релаксации.

4. Способ определения вязкости нефти, включающий непрерывное измерение по продуктивному интервалу скважины скорости спин-спиновой релаксации прибором ядерного магнитного каротажа с последующей обработкой амплитудно-релаксационной характеристики, включающей получение спектра времен спин-спиновой релаксации с использованием метода регуляризации Тихонова, определение среднего геометрически взвешенного времени релаксации на интервале спектра 0.01–20 мс, использование полученного среднего геометрически взвешенного времени релаксации в соотношении для вычисления вязкости с заранее установленными корреляционными коэффициентами.

5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что прибором ядерно-магнитного каротажа в области, окружающей подземную скважину, проводится измерение последовательности радиочастотных импульсов 180°-КПМГ с последующим построением двумерной карты T1-T2 на интересующих интервалах глубин с целью определения типа флюида и степени подвижности его компонент на основе установленных корреляционных зависимостей отношения Т1/Т2 от вязкости тяжелой нефти.