Тематический рубрикатор статей

Георесурсы T.26.№1.2024
Стр.
Скачать статью

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

Мо Цзяли, Н.Н. Михайлов, Ван Хэнян

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2024.1.8

100-108
rus.
eng.

open access

Under a Creative Commons license

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.

 

типы остаточной нефти, структура порового пространства, релаксационно-диффузионная двумерная релаксометрия ядерно-магнитного резонанса

 

  • Михайлов Н.Н. (1992). Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 270 с.
  • Михайлов Н.Н. (2011). Петрофизическое обеспечение новых технологий доизвлечения остаточной нефти из техногенно измененных залежей. Каротажник, (7), с. 126–137.
  • 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
  • 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
  • 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
  • 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
  • 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.
  • Kenyon W.E. (1997). Petrophysical Principles of Applications of NMR Logging. The Log Analyst, 38(2), SPWLA-1997-v38n2a4.
  • 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
  • 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
  • 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
  • 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
  • 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
  • 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
  •  

Мо Цзяли – аспирант, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина
Россия, 119991, Москва, пр. Ленинский, д. 65, корп. 1
e-mail: mojiali111@gmail.com

Николай Нилович Михайлов – доктор тех. наук, профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина; главный научный сотрудник, Институт проблем нефти и газа РАН
Россия, 119991, Москва, пр. Ленинский, д. 65, корп. 1
e-mail: folko200@mail.ru

Ван Хэнян – канд. тех. наук, младший научный сотрудник, Sinopec Научно-исследовательский институт нефтяной инженерии
Китай, 102206, Пекин, Байша, д. 197
e-mail: wanghengyang716@mail.com

 

Для цитирования:

Цзяли Мо, Михайлов Н.Н., Хэнян Ван (2024). Влияние микроструктуры коллектора на состояние остаточной нефти по данным релаксометрии ядерно-магнитного резонанса. Георесурсы, 26(1), c. 100–108. https://doi.org/10.18599/grs.2024.1.8

For citation:

Jiali Mo, Mikhailov N.N., Hengyang Wang (2024). Influence of Reservoir Microstructure on the State of Residual Oil According to Nuclear Magnetic Resonance (NMR) Spectroscopy. Georesursy = Georesources, 26(1), pp. 100–108. https://doi.org/10.18599/grs.2024.1.8

 

© 2025 Коллектив авторов