Патенты автора Белохин Василий Сергеевич (RU)
Изобретение относится к способам и методам петрофизических и геохимических исследований коллекции керна нетрадиционного резервуара юрской высокоуглеродистой формации (ЮВУФ) и может быть использовано при определении линейных ресурсов нефти и газа, технически извлекаемых из ЮВУФ, с учетом их различной степени связанности с матрицей породы и заполнения сообщающихся и/или не сообщающихся пор. Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого способа, заключается в обеспечении возможности достоверной оценки линейных ресурсов углеводородов, нефти и газа, в частности, которые можно технически извлечь из ЮВУФ при сокращении времени на проведение оценочных исследований за счет выделения и объединения пород со сходными значениями пористости и пиролитическими параметрами в единый ПГХТ. Поставленная задача решается тем, что способ определения линейных ресурсов (q [т/м2]) углеводородов (УВ), потенциально способных к извлечению из пород юрской высокоуглеродистой формации (ЮВУФ), включает следующие последовательно выполняемые этапы: отбор заготовок из колонки керна; разделение каждой отобранной заготовки на пять образцов №1, №2, №3, №4, №5, при этом на каждом полученном образце №1 измеряют пористость породы (Кп.дин) газоволюметрическим методом, на каждом полученном образце №2 проводят пиролитические исследования с определением следующих параметров: S12 [мг углеводородов УВ/г породы], S22 [мг УВ/г породы], на каждом полученном образце №3 последовательно проводят экстракцию органическим растворителем (ОР) и пиролитические исследования проэкстрагированного образца с определением следующих параметров: S13 [мг УВ/г породы], S23 [мг УВ/г породы], ТОС3 [вес. %]; получение модели колонки керна с разделением на интервалы, характеризующие отдельные петрогеохимические типы (ПГХТ) пород, для чего строят диаграммы зависимости параметров Кп.дин, S12, S22, S13, S23, ТОС3 от глубины извлечения заготовок керна, выявление интервалов, характеризующихся значениями Кп.дин и/или пиролитических параметров S12, S22, S13, S23, ТОС3, находящимися в пределах погрешности метода аппроксимации, и объединение их в один ПГХТ с определением суммарной мощности каждого где - мощность k-го интервала, отнесенного к n-му ПГХТ пород; определение содержания свободно подвижных углеводородов, находящихся в открытых порах (СП УВ ОП), посредством усреднения всех значений Кп.дин по каждому ПГХТ и умножением на значение плотности нефти в пластовых условиях; отбор для каждого ПГХТ породы не менее одного комплекта из образцов №1, №4 или №5 из одной заготовки с последующим определением содержания для каждого комплекта: свободно-неподвижных углеводородов, находящихся в запечатанном виде в открытых порах (СН УВ ОП), сорбированных углеводородов, находящихся в открытых порах (СОРБ УВ ОП), свободно-неподвижных углеводородов, находящихся в закрытых порах (СН УВ ЗП), сорбированных углеводородов, находящихся в закрытых порах (СОРБ УВ ЗП), углеводородов, потенциально извлекаемых из керогена (УВ К); определение содержания углеводородов: СОРБ УВ ОП, СН УВ ОП, СОРБ УВ ЗП, СН УВ ЗП, УВ К, по каждому выделенному ПГХТ породы с последующим определением значений линейных ресурсов (q), приходящихся на скважину, посредством умножения полученных соответствующих содержаний УВ на мощность соответствующего ПГХТ и последующего суммирования полученных значений. 3 з.п. ф-лы, 8 табл., 10 ил.
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа. Способ включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн). Предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде (
), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (a, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=a*(Кгл/Кп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока. 3 ил.
Использование: для определения коэффициента нефтегазонасыщенности. Сущность: заключается в том, что выполняют измерения методом ИНК и расчет макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов горной породы, определяют по комплексу ГИС макрокомпонентный состав пород, включая пористость, при этом для расчета макроскопического сечения поглощения тепловых нейтронов пластовой водой и углеводородами используют их элементный состав и плотность, а сам расчет углеводородонасыщенности осуществляют по определенной зависимости, при этом для расчета макроскопических сечений поглощений тепловых нейтронов макрокомпонентами, образующими твердую фазу пород, дополнительно подготавливают коллекцию образцов керна из опорных скважин, на которой проводят измерения минерального, элементного состава образцов и потери веса образца при нагревании, формируют минерально-компонентную модель породы и рассчитывают макроскопические сечения поглощения тепловых нейтронов для каждой макрокомпоненты, образующей твердую фазу породы. Технический результат: повышение точности определения содержания углеводородов.
