Wyniki wyszukiwania - BazTech

Ograniczanie wyników

1 Nafta-Gaz

1 2023

Znaleziono wyników: 1

Liczba wyników na stronie

Wyniki wyszukiwania

Wyszukiwano:
w słowach kluczowych: skała hydrofobowa

Sortuj według:

Ogranicz wyniki do:

Zastosowanie metody magnetycznego rezonansu jądrowego do jakościowej oceny zwilżalności skał

Klaja Jolanta, Kulinowski Piotr

Nafta-Gaz

2023

R. 79, nr 5

291--299

Znajomość zwilżalności skał jest bardzo istotna, gdyż zjawisko to wpływa na ważne właściwości złoża, takie jak: nasycenie resztkowe ropą, względna przepuszczalność i ciśnienie kapilarne. Zrozumienie zwilżalności złoża ma kluczowe znaczenie dla określenia najbardziej efektywnych sposobów wydobycia ropy naftowej. W artykule przedstawiono metodę jakościowej oceny rodzaju zwilżalności skał, w której zasadniczą rolę odgrywają pomiary magnetycznego rezonansu jądrowego. Wykorzystuje się tutaj zróżnicowanie czasów relaksacji podłużnej T1, uwarunkowane rozkładem płynów w skale. Wykonanie badań wymagało użycia jednorodnego materiału skalnego. Badania zostały przeprowadzone na dwóch seriach próbek pobranych z dwóch bloków piaskowca: A (piaskowiec szydłowiecki biały) i B (piaskowiec szydłowiecki czerwony). Obydwa piaskowce charakteryzują się dużą jednorodnością, co potwierdzono pomiarami gęstości właściwej, gęstości objętościowej, porowatości helowej oraz badaniami na porozymetrze rtęciowym. Wykonano również standardowe pomiary czasów relaksacji poprzecznej T2 oraz wyznaczono skład mineralny dla reprezentatywnej próbki z piaskowca A i piaskowca B. Piaskowce te cechuje różny typ zwilżalności, co potwierdzono pomiarami współczynnika zwilżalności n standardową metodą elektryczną. W badaniach zastosowano dwa rodzaje płynów złożowych: solankę o mineralizacji 50 g/l oraz ropę naftową. W przypadku badania oddziaływania piaskowców z ropą naftową użyto dwóch rodzajów ropy o różnej lepkości dynamicznej: 7,43 mPa ·s i 1,12 mPa·s. Skały nasycone ropą były przechowywane przez kilka dni w temperaturze około 65°C celem doprowadzenia ich do stanu zwilżenia ropą. Pomiary czasu relaksacji podłużnej T1 wykonano zarówno dla obu serii próbek skał, jak też dla zastosowanych płynów złożowych. Skały badano w stanie pełnego nasycenia, w stanie resztkowego nasycenia oraz po nasiąkaniu (ang. imbibition). Wykonane badania wykazały, że dystrybucja czasów relaksacji podłużnej T1 dobrze obrazuje rozkłady wody i ropy w skałach i może być wykorzystana do jakościowego opisu rodzaju zwilżalności.

Knowledge of rock wettability is very important, as this phenomenon affects important reservoir properties such as residual oil saturation, relative permeability and capillary pressure. Understanding reservoir wettability is crucial for determining the most efficient ways to extract oil. This paper presents a method for qualitatively assessing the type of rock wettability in which nuclear magnetic resonance measurements play an essential role. The variation in longitudinal T1 relaxation times conditioned by the distribution of fluids in the rock was considered here. Performing the tests required the use of homogeneous rock material. The tests were carried out on two series of samples taken from two sandstone blocks: A (Szydłowiec white sandstone) and B (Szydłowiec red sandstone). Both sandstones are characterised by strong homogeneity, as confirmed by measurements of skeletal and bulk density, helium porosity and tests performed on a mercury porosimeter. Standard measurements of T2 transverse relaxation times were also made, and the mineral composition was determined for a representative sample from sandstone A and sandstone B. These sandstones have different types of wettability, as confirmed by measurements of the wettability coefficient n by the standard electrical method. Two types of reservoir fluids were used in the study: brine with 50 g/l mineralization and crude oil. Two types of oil with different dynamic viscosities, 7.43 and 1.12 mPa·s, were used to study the interaction of sandstones with crude oil. The oil-saturated rocks were stored for several days at a temperature of about 65ºC to bring them to a state of oil wetting. Longitudinal relaxation time T1 was measured for both series of rock samples and for the fluids used. The rocks were tested in the fully saturated state, in the residual saturated state and after imbibition. The performed tests showed that the distribution of T1 longitudinal relaxation times effectively illustrates the distributions of water and oil in rocks and can be used to qualitatively describe the type of wettability.