Физико-химические свойства нефти месторождений восточной и Западной Сибири: комплексное изучение методами диэлектрической спектроскопии и ЯМР-релаксометрии

Abstract

Актуальность работы обусловлена возрастающим интересом к комплексной интерпретации данных нескольких методов при определении петрофизических и физико-химических свойств горных пород и внутрипластовых флюидов. Физикохимические свойства нефти определяются по данным комплекса методов диэлектрической спектроскопии, ЯМРрелаксометрии и геохимического анализа. Результаты этих методов дополняют друг друга, поскольку отличаются разной чувствительностью к определенным характеристикам породы и насыщающего ее флюида. Цель: совместная интерпретация данных методов диэлектрической спектроскопии и ЯМР-релаксометрии для определения группового состава и физико-химических свойств проб нефти, сопоставление с результатами геохимического анализа. Объекты: пробы нефти и конденсатов месторождений Восточной и Западной Сибири, характеризующиеся разными физикохимическими свойствами. Методы: лабораторные методы диэлектрической спектроскопии, направленной на определение комплексной диэлектрической проницаемости; ЯМР-релаксометрии, позволяющей оценить групповой состав исследуемого флюида; стандартные геохимические методы, включающие определение физико-химических свойств, фракционного и группового химического состава нефти. Результаты. Изучено 48 проб нефтей и конденсатов месторождений Восточной и Западной Сибири. Для 29 проб установлены значения: плотности при 20 °С, вязкости при 20 и 60 °С, содержания температурных фракций выше и ниже 200 °С, содержания метано-нафтеновых и нафтено-ароматических углеводородов, смол и асфальтенов. Экспериментально установлена зависимость диэлектрической проницаемости и времени поперечной релаксации от содержания разных групп углеводородных соединений, которая показала высокую чувствительность применяемых в работе методов к содержанию смолистоасфальтеновых соединений. Увеличение их доли в составе пробы нефти приводит к существенному уменьшению времен поперечной релаксации и значительному увеличению значений диэлектрической проницаемости. По ЯМР-данным был определен групповой состав проб нефти, который с точностью до 5 % при температуре 25 °С согласуется с результатами геохимического анализа. Поскольку времена поперечной релаксации ароматических соединений и насыщенных углеводородов сильно перекрываются, это не позволяет более детально установить граничные времена поперечной релаксации для каждой группы углеводородных соединений.

The relevance of the research is caused by the increasing interest in an integrated interpretation of several methods data to determining the petrophysical and physical/chemical properties of rocks and intraformational fluids. The physical/chemical properties of oil are determined by a complex of data methods of dielectric spectroscopy, NMR relaxometry and geochemical analysis. The results of these methods are complemented each other, since they differ in different sensitivity to some characteristics of the rock and its saturating fluid. The main aim of the research is the sequential interpretation of dielectric spectroscopy and NMR relaxometry methods to determine the group composition and physical/chemical properties of oil samples, comparison of the obtained results with the results of geochemical analysis. Objects: oil and condensate samples from Eastern and Western Siberia deposits characterized by different physical/chemical properties. Methods: laboratory methods of dielectric spectroscopy aimed at determining the complex dielectric constant; NMR relaxometry which allows assessing the group analysis of studied fluid; standard geochemical methods including determination of physical/chemical properties, fractional and group chemical composition of oil. Results. 48 samples of oils and condensates from fields in Eastern and Western Siberia have been studied. The values were established for 29 samples: density at 20 °С, viscosity at 20 and 60 °С, content of temperature fractions above and below 200 °С, content of methanenaphthenic and naphthenic-aromatic hydrocarbons, resins and asphaltenes. The dependence of the dielectric constant and the transverse relaxation time on the content of different hydrocarbon compounds groups was experimentally established, which showed a high sensitivity of the methods used in this work to the content of resinous-asphaltene compounds. Increasing their proportion in the composition of an oil sample leads to a significant decrease in the transverse relaxation times and a significant increase in the values of the dielectric constant. The NMR data was used to determine the group composition of oil samples, which is consistent with the results of geochemical analysis with an accuracy of 5 % at a temperature of 25 °C. Since the transverse relaxation times of aromatic compounds and saturated hydrocarbons characterized by high overlap, this does not allow us to establish in more detail the boundary transverse relaxation times for each group of hydrocarbon compounds.