Проведено исследование состояния остаточной нефти и подвижной воды в процессе вытеснения нефти водой из образцов керна. Изучена структура остаточной нефти на микроуровне. Анализ имеющихся экспериментальных подходов к изучению остаточной нефти в образцах керна показал, что существующие способы не дают информации о структуре остаточной нефтенасыщенности. Не существует надежных способов изучения структуры остаточной нефти и взаимосвязей остаточной нефти с микроструктурой порового пространства. Для решения задач структуризации остаточной нефти предлагается использовать инновационную технологию диффузионно-релаксационной спектроскопии ядерно-магнитного резонанса (ЯМР). Диффузионно-релаксационная двумерная спектроскопия использует различия коэффициентов диффузии нефти и воды. Для разделения свойств нефти и воды использованы релаксационные спектры. Двумерная спектроскопия ЯМР позволяет исследовать микроскопическое состояние остаточной нефти в ненарушенном керне, что может служить основой для создания эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Дано описание принципов измерения и интерпретации двумерных спектров ЯМР. С помощью предлагаемой методики проведено исследование керна месторождения Шэнли (Китай). Нефть этого месторождения обладает высокой вязкостью, и стандартные ЯМР-технологии не позволяют получать качественные результаты. С использованием предложенной инновационной технологии получены двумерные спектры для разных стадий заводнения и определено состояние остаточной нефти на разных стадиях. Результаты исследований показали стойкую взаимосвязь ЯМР-параметров остаточной нефти со структурой порового пространства и смачиваемостью. Проведена дифференциация механизмов образования остаточной нефти и ее структуры при доминировании гидродинамических и межфазных сил. Исследована роль подвижности закачиваемой и остаточной воды в формировании остаточной нефти.
Список литературы
1. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. – М.: Недра, 1992. – 272 с.
2. Михайлов Н.Н. Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей // Каротажник. – 2011. – № 7(205). – С. 126–137.
3. Закономерности формирования состава остаточных нефтей / Л.М. Петрова, Т.Р. Фосс, Н.А. Аббакумова, Г.В. Романов // Георесурсы. – 2007. – № 3 (22). – С. 43–45.
4. Цифровой анализ керна в задачах проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений / О.Ю. Динариев, В.В. Абашкин, Н.В. Евсеев [и др.] // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2021. – № 5(113). – С. 50–58.
5. Савицкий Я.В. Современные возможности метода рентгеновской томографии при исследовании керна нефтяных и газовых месторождений // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 15. – С. 28–37. - http://doi.org/10.15593/2224-9923/2015.15.4
6. Прусов Е.С. Компьютерная томография для задач трехмерного материаловедения // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 5–2. – С. 318–323.
7. Емельянычева Е.А., Абдуллин А.И. Исследование нефтяных модифицированных битумов методом атомной силовой микроскопии // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – Т. 15. – № 12. – С. 172–174.
8. Руденко М.Ф., Сурков М.И., Надиров Н.К. Исследования по флуоресцентному анализу нефтепродуктов // Вестник Астраханского государственного технического университета. – 2008. – № 6(47). – С. 153–157.
9. Опыт применения конфокальной флуоресцентной микроскопии для изучения осадочных пород нефтегазоносных комплексов / М.А. Тугарова, Е.Л. Балмасов, А.Р. Нестеров, В.И. Петрова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. – № 1. – С. 1–20.
10. Restricted Diffusion Effects in Saturation Estimates From 2D Diffusion-Relaxation NMR Maps / L. Zielinski, R. Ramamoorthy, C. C. Minh [et al.] // SPE-134841-MS. – 2010. – http://doi.org/10.2118/134841-MS
11. Скворцов Б.В., Скворцов Д.Б., Малышева-Стройкова А.Н. Теоретические основы комплексных измерений показателей качества нефтепродуктов методом ядерного магнитного резонанса // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. – 2011. – Т. 13. – № 6. – С. 252–258.
12. Limits of 2D NMR Interpretation Techniques to Quantify Pore Size, Wettability, and Fluid Type: A Numerical Sensitivity Study / Е. Toumelin, С. Torres-Verdín, В. Sun, D. Keh-Jim // SPE J. – 2006. – No. 11. – P. 354–363. - http://doi.org/10.2118/90539-PA
13. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2016. – № 3(51). – С. 80–90.
