Влияние микроструктуры коллектора на состояние остаточной нефти по данным релаксометрии ядерно‑магнитного резонанса

Исследовано влияние свойств керна на состояние остаточной нефти в процессе вытеснения нефти водой на микроуровне. Рассмотрены распределение пор по размерам, проницаемость керна, динамика и морфология остаточной нефти. Анализ имеющихся экспериментальных подходов к изучению свойств керна и остаточной нефти в образцах показал, что существующие способы не дают полной информации об изучаемых параметрах. Для решения этих проблем предложено совместное использование инновационной технологии релаксационно-диффузионной релаксометрии ядерно-магнитного резонанса (ЯМР) с традиционной технологией. Для измерения долевого распределения пор по размерам использован комбинированный метод инжекции ртути и ядерного магнитного резонанса. С помощью метода ЯМР определена проницаемость керна. Двумерная ЯМР-релаксометрия позволяет изучать микроскопическое состояние остаточной нефти в ненарушенном керне в процессе вытеснения. С помощью предлагаемой методики исследован керн месторождения Шэнли в Китае. Получены распределения пор по размерам, определены проницаемость и остаточная нефтенасыщенность на разных стадиях вытеснения. Выделены четыре типа остаточной нефти: полосообразная (островная), пленочная, сетчатая, непрерывная. Показано влияние проницаемости на долевое содержание разных типов остаточной нефти в процессе вытеснения. Результаты исследований демонстрируют влияние структуры порового пространства и смачиваемости на состояние остаточной нефти.

1. Михайлов Н.Н. (1992). Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 270 с.

2. Михайлов Н.Н. (2011). Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей. Каротажник, (7), с. 126–137.

3. Чистяков А. А., Швалюк Е. В., Калугин А. А. (2022). Применение компьютерной томографии и ЯМР для петротипизации сложнопостроенных терригенных коллекторов. Георесурсы, 24(4), с. 102–116. https:// doi.org/10.18599/grs.2022.4.9

4. Arns Ch.H. (2004). A comparison of pore size distributions derived by NMR and X-ray-CT techniques. Physica A: Statistical Mechanics and Its Applications, 339(1–2), pp. 159–165. https://doi.org/10.1016/j.physa.2004.03.033

5. Azizoglu Z., Garcia A.P., Newgord Ch., Heidari Z. (2020). Simultaneous Assessment of Wettability and Water Saturation Through Integration of 2D NMR and Electrical Resistivity Measurements. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, SPE-201519-MS. https://doi.org/10.2118/201519-MS

6. Chen J., Hirasaki G.J., Flaum M. (2006). NMR wettability indices: Effect of OBM on wettability and NMR responses. Journal of Petroleum Science and Engineering, 52(1–4), pp. 161–171, https://doi.org/10.1016/j.petrol.2006.03.007

7. Coates G.R., Miller M., Gillen M., Henderson C. (1991). The MRIL In Conoco 33-1 An Investigation Of A New Magnetic Resonance Imaging Log. SPWLA 32nd Annual Logging Symposium, SPWLA-1991-DD.

8. Kenyon W.E. (1997). Petrophysical Principles of Applications of NMR Logging. The Log Analyst, 38(2), SPWLA-1997-v38n2a4.

9. Kenyon W.E., Day P.I., Straley C., Willemsen J.F. (1988). A Three-Part Study of NMR Longitudinal Relaxation Properties of Water-Saturated Sandstones. SPE Formation Evaluation, 3(3), pp. 622–636, https://doi.org/10.2118/15643-pa

10. Kleinberg R.L., Straley C., Kenyon W.E., Akkurt R., Farooqui S.A. (1993). Nuclear Magnetic Resonance of Rocks: T1 vs. T2. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, SPE-26470-MS. ttps://doi.org/10.2118/26470-MS

11. Melekhin S.V., Mikhailov N.N. (2017) Laboratory modeling of residual oil mobilization in flooded reservoirs. SPE Russian Petroleum Technology Conference. SPE-187887-MS. https://doi.org/10.2118/187887-MS

12. Sulucarnain I., Sondergeld C.H., Rai C.S. (2012). An NMR Study of Shale Wettability and Effective Surface Relaxivity. All Days. SPE Canadian Unconventional Resources Conference, SPE-162236-MS. https://doi.org/10.2118/162236-ms

13. Sun Zh., Jia L., Zhang L., Sun B., Zhang Y. (2017). Application of NMR Technology in Pore Structure Evaluation for Low-Permeability and Low-Viscosity Oil Reservoirs. Xinjiang Petroleum Geology, 38(6), pp. 735–739. https://doi.org/10.7657/XJPG20170617

14. Yan W., Sun J., Dong H., Cui L. (2021). Investigating NMR-based absolute and relative permeability models of sandstone using digital rock techniques. Journal of Petroleum Science and Engineering, 207, 109105. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109105