RU2662055C1 - Способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев методом термического анализа - Google Patents
Способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев методом термического анализа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2662055C1 RU2662055C1 RU2017110375A RU2017110375A RU2662055C1 RU 2662055 C1 RU2662055 C1 RU 2662055C1 RU 2017110375 A RU2017110375 A RU 2017110375A RU 2017110375 A RU2017110375 A RU 2017110375A RU 2662055 C1 RU2662055 C1 RU 2662055C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- thermal analysis
- oil
- open porosity
- sample
- saturation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000002076 thermal analysis method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 title claims abstract description 10
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 title claims abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000011800 void material Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000004949 mass spectrometry Methods 0.000 claims abstract description 4
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000000173 thermodilatometry Methods 0.000 claims abstract description 4
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- 238000011002 quantification Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 8
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 5
- 238000009738 saturating Methods 0.000 abstract description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 12
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 238000007571 dilatometry Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 229920000876 geopolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000001698 pyrogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
- G01N15/0893—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry by measuring weight or volume of sorbed fluid, e.g. B.E.T. method
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N25/00—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means
- G01N25/14—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means by using distillation, extraction, sublimation, condensation, freezing, or crystallisation
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N25/00—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means
- G01N25/56—Investigating or analyzing materials by the use of thermal means by investigating moisture content
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
- Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной промышленности и является петрофизической основой для подсчета запасов углеводородов. Оно может быть использовано как в отношении нефтяных, так и газовых сланцев, плотных карбонатных и других пород, имеющих низкие значения пористости и проницаемости, а также многокомпонентный состав насыщающих поровое пространство флюидов (нетрадиционные коллекторы). Сущность изобретения заключается в том, что в способе определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев, включающем метод жидкостенасыщения дистиллированной водой или другой жидкостью, очистку пустотного пространства от свободных углеводородов методом термического анализа, согласно изобретению для идентификации и количественной оценки содержания органических соединений, определения природы воды и других неорганических соединений, минералогического анализа используют совмещение метода термического анализа со спектрометрическими методами: масс-, ИК-Фурье, хромато-масс-спектрометрия; для количественной оценки изменения геометрических размеров горной породы при нагревании используют совмещение метода термического анализа с дилатометрическими методами (термодилатометрия). Данный способ позволяет на одном образце проводить измерение открытой пористости и текущей нефтенасыщенности. Технический результат – уменьшение погрешности измерений, повышение информативности способа. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтяной промышленности и является петрофизической основой для подсчета запасов углеводородов. Оно может быть использовано как в отношении нефтяных, так и газовых сланцев, плотных карбонатных и других пород, имеющих низкие значения пористости и проницаемости, а также многокомпонентный состав насыщающих поровое пространство флюидов (нетрадиционные коллектора).
Известны стандартизированные способы определения открытой пористости по газу (газоволюметрический метод) и жидкости (метод жидкостенасыщения или Преображенского) (ОСТ 39-181-85, ГОСТ 26450.0-85 - ГОСТ 26450.2-85), а также «Способ определения смачиваемости пород-коллекторов» (SU 1777048 А1 23.11.1992), включающий определение открытой пористости путем насыщения образцов пластовой водой.
Основным недостатком указанных методов является их разработка применительно к традиционным породам коллекторам. Наибольшую погрешность вносит пробоподготовка. Экстракция (холодная, горячая) приводит к неселективному вымыванию органического вещества, физическому разрушению образца и невозможности установить окончание очистки. Термическая сушка образца приводит к генерации новых порций углеводородов. Невозможно использовать воду для насыщения гидрофобного образца, использование керосина приводит к растворению органического вещества и недонасыщению за счет крупного размера молекулы.
«Способ смачиваемости пород-коллекторов» (SU 1777048 А1 23.11.1992), предусматривающий определение открытой пористости и остаточной водо- и нефтенасыщенности путем насыщения образцов пластовой водой, основывается на стандартной методике оценки открытой пористости методом жидкостенасыщения и ему присущи вышеописанные недостатки (экстракция, сушка, насыщение) этого метода в отношении нетрадиционных пород-коллекторов. Экстракция органическими растворителями меняет смачиваемость пород традиционных коллекторов на нейтральную, что позволяет насыщать породу любым флюидом. Однако в отношении пород нетрадиционных коллекторов экстракция не меняет смачиваемость, что не позволяет насыщать образцы водой после стандартной пробоподготовки.
Известны стандартизированные способы определения текущей нефтенасыщенности прямыми методами (ретортный, экстракционно-дистилляционный) (ОСТ 39-204-86), а также «Устройство для определения насыщенности образцов горных пород» (SU 1390553 А1 от 23.04.1988), описывающее работу устройства для последующей оценки насыщенности горных пород путем их нагрева и испарения воды и других жидкостей.
Главным недостатком этих методов также является их разработка применительно к традиционным породам-коллекторам.
Недостатками экстракционно-дистилляционного метода являются невозможность определить момент исчерпывающей очистки пустотного пространства от флюидов и растворение маломобильного и неподвижного в пластовых условиях органического вещества (асфальты, битум и другие геополимеры).
Ретортный метод оценки нефтенасыщенности посредством нагревания образца также не позволяет определить момент исчерпывающего удаления углеводородов из образца за счет низкой и ультранизкой проницаемости породы, а также постоянной генерации органическим веществом новых порций углеводородов за счет длительного нахождения породы при высокой температуре.
«Устройство для определения насыщенности образцов горных пород» (SU 1390553 А1 от 23.04.1988) предусматривает лишь техническое усовершенствование реторты, увеличивающее ее производительность, но не качество получаемых данных. Устройство не позволяет: создать инертную атмосферу вокруг образца (лишь герметизирует), что приводит к окислению органического вещества за счет кислорода воздуха и запуску цепной реакции; оценить динамику выделения флюидов; оценить динамику изменения веса образца; точность определения объема выделенного флюида; определить природу выделенной воды; состав углеводородных флюидов; исключить взаимные реакции между флюидами; оценить тепловое расширение образца.
Таким образом, описанные методы определения открытой пористости и нефтенасыщенности обладают существенными недостатками применительно к породам нетрадиционных коллекторов, искажающими истинные значения определяемых величин.
ОСТ 39-204-86 от 1986 г. выбран в качестве прототипа предложенного решения.
Технический результат предполагаемого изобретения заключается в снижении погрешности измерений открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев и повышении экономической эффективности за счет снижения трудозатрат и длительности исследований.
Указанный технический результат достигается тем, что способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев, включающий метод жидкостенасыщения дистиллированной водой или другой жидкостью, очистку пустотного пространства от свободных углеводородов методом термического анализа, отличается тем, что для идентификации и количественной оценки содержания органических соединений, а также определения природы воды и других неорганических соединений, минералогического анализа используют совмещение метода термического анализа со спектрометрическими методами: масс-, ИК-Фурье, хромато-масс-спектрометрия; для количественной оценки изменения геометрических размеров горной породы при нагревании используют совмещение метода термического анализа с дилатометрическими методами (термодилатометрия). Данный способ позволяет на одном образце проводить измерение открытой пористости и текущей нефтенасыщенности.
Способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев реализуется следующим образом. Непосредственно из керна или из торцевых остатков (1) стандартных цилиндрических образцов (4) диаметром 30 мм и высотой от 30 до 45 мм (или любых других образцов горных пород) кольцевым сверлом выбуривают геометризированный образец (2) в форме цилиндра диаметром 5 мм и затем разделяют на две равные части (3), каждая из которых имеет высоту 3 мм и массу 100 мг (фиг. 1).
Торцевые поверхности полученных цилиндров (3) пришлифовывают для обеспечения наиболее плотного контакта образца с поверхностью держателя образца (чашки) со встроенной термопарой.
Для оценки открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев определяют температуру начала пиролиза органического вещества. Для этого один из образцов нагревают со скоростью 10°С/мин в инертной атмосфере до температуры 550°С. Инертная атмосфера предотвращает окисление органического вещества и исключает влияние атмосферного воздуха на оценку нефтенасыщенности исследуемого образца. Заранее экспериментально определяют параметры нагревания (скорость нагрева, продувки, масса образца, тигель и другое), что позволяет существенно сократить время проведения анализа и при этом сохранить хорошую дифференциацию сигналов изменения массы и теплового потока.
Температуру начала пиролиза органического вещества определяют по резкому увеличению скорости изменения веса (кривая 5) и/или уменьшению величины теплового потока (кривая 6) (эндотермическая реакция) (фиг. 2).
По максимальной величине теплового потока (кривая 6) и резкому увеличению скорости изменения массы (кривая 5) определяют значение температуры начала пиролиза органического вещества, в приведенном примере эта температура составляет 357,92°С.
Для учета водонасыщенности образца в расчете нефтенасыщенности метод термического анализа совмещают с масс-спектроскопией (фиг. 3).
Сигнал 18 m/z (пик 7) в начале нагрева соответствует выходу техногенной воды, используемой при выбуривании образца. В случае одновременной десорбции органического вещества и воды сигнал 18 m/z интегрируют для получения ее количественного содержания. Если выявленная вода относится к капиллярно-связанной, то ее количество учитывают при расчете нефтенасыщенности. Остальные значения близки к погрешности масс-спектрометра: химически сорбированная вода (пик 8), пирогенная вода (пик 9) (за счет пиролиза органического вещества, керогена (пик 10) относится к разложению глинистых минералов.
После определения температуры начала пиролиза органического вещества, второй параллельно отобранный образец нагревают только до ранее определенной температуры начала пиролиза - до 357,92°С (фиг. 4). При этом потеря веса соответствует количеству свободных углеводородов в образце. После этого открытое пористое пространство образца считают очищенным от свободных углеводородов (и воды при ее наличии).
Потеря веса M1 - М2 = 1,671%, где M1 и М2 - начальный и конечный вес образца соответственно.
Рассчитывают текущую нефтенасыщенность по формулам:
где Н - насыщенность (%),
Vсв. ов - занимаемый свободным органическим веществом объем (см3),
Vпop - объем пор образца (см3),
где M1 - масса образца до нагревания (г),
М2 - вес образца после нагревания и охлаждения (г),
ρ - плотность нефти (г/см3).
Затем определяют открытую пористость методом жидкостенасыщения дистиллированной водой или другой жидкостью (метод Преображенского), согласно утвержденной методике:
где Vпор - объем пор образца (см3),
Vo6p - объем образца (см3),
P1 - вес сухого образца в воздухе (г),
Р2 - вес насыщенного водой образца (г), погруженного в воду,
Р3 - вес насыщенного образца в воздухе (г),
ρ - плотность воды (керосина) (г/см3).
Для использования образцов других размеров и веса необходимо экспериментально определить допустимые параметры и режимы проведения термического анализа.
Использование описанного способа определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев с использованием метода термического анализа уменьшает погрешность измерений благодаря бесконтактному очищению открытого пористого пространства горной породы от свободных углеводородов, не затрагивая связанные углеводороды и сохраняя целостность органоминерального скелета образца породы.
Совмещение метода термического анализа со спектрометрическими методами позволяет определять динамику выделения, природу неорганических (вода, диоксид углерода и других газов) и органических соединений и учитывать их количество при расчете нефтенасыщенности, а также более точно проводить границу начала пиролиза. Совмещение метода термического анализа с дилатометрией (термодилатометрия) позволяет учитывать тепловое расширение образца (если фиксируется) при расчете открытой пористости, спектрометрическая диагностика минерального состава позволяет учитывать коэффициенты теплового расширения минералов и их влияние на изменение пустотного пространства.
Claims (2)
1. Способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев, включающий метод жидкостенасыщения дистиллированной водой или другой жидкостью, очистку пустотного пространства от свободных углеводородов методом термического анализа, отличается тем, что для идентификации и количественной оценки содержания органических соединений, определения природы воды и других неорганических соединений, минералогического анализа используют совмещение метода термического анализа с спектрометрическими методами: масс-, ИК-Фурье, хромато-масс-спектрометрия; причем для количественной оценки изменения геометрических размеров горной породы при нагревании используют совмещение метода термического анализа с дилатометрическими методами (термодилатометрия).
2. Способ по п. 1 отличается тем, что позволяется на одном образце проводить измерение открытой пористости и текущей нефтенасыщенности.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017110375A RU2662055C1 (ru) | 2017-03-28 | 2017-03-28 | Способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев методом термического анализа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017110375A RU2662055C1 (ru) | 2017-03-28 | 2017-03-28 | Способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев методом термического анализа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2662055C1 true RU2662055C1 (ru) | 2018-07-23 |
Family
ID=62981459
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017110375A RU2662055C1 (ru) | 2017-03-28 | 2017-03-28 | Способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев методом термического анализа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2662055C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109211961A (zh) * | 2018-10-15 | 2019-01-15 | 吉林大学 | 一种水氧联合作用油页岩热解实验装置及其热解方法 |
| CN111562207A (zh) * | 2020-05-13 | 2020-08-21 | 南京宏创地质勘查技术服务有限公司 | 一种页岩含油饱和度的计算方法 |
| CN111855521A (zh) * | 2019-04-26 | 2020-10-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 页岩有效孔隙度的快速评估方法 |
| CN112630116A (zh) * | 2019-10-09 | 2021-04-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 页岩有机质孔隙度校正方法、装置、设备及可读存储介质 |
| CN113610914A (zh) * | 2021-07-02 | 2021-11-05 | 中铁二十局集团有限公司 | 砂岩孔隙结构分析方法、装置、设备及存储介质 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1390553A1 (ru) * | 1986-08-15 | 1988-04-23 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Геофизических Методов Исследований,Испытания И Контроля Нефтегазоразведочных Скважин | Устройство дл определени насыщенности образцов горных пород |
| UA10341A (ru) * | 1993-04-05 | 1996-12-25 | Харківський Державний Технічний Університет Будівництва Та Архітектури | Способ определения пористости |
| RU2184363C2 (ru) * | 2000-07-12 | 2002-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород |
-
2017
- 2017-03-28 RU RU2017110375A patent/RU2662055C1/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1390553A1 (ru) * | 1986-08-15 | 1988-04-23 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт Геофизических Методов Исследований,Испытания И Контроля Нефтегазоразведочных Скважин | Устройство дл определени насыщенности образцов горных пород |
| UA10341A (ru) * | 1993-04-05 | 1996-12-25 | Харківський Державний Технічний Університет Будівництва Та Архітектури | Способ определения пористости |
| RU2184363C2 (ru) * | 2000-07-12 | 2002-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности слабосцементированных горных пород |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109211961A (zh) * | 2018-10-15 | 2019-01-15 | 吉林大学 | 一种水氧联合作用油页岩热解实验装置及其热解方法 |
| CN111855521A (zh) * | 2019-04-26 | 2020-10-30 | 中国石油化工股份有限公司 | 页岩有效孔隙度的快速评估方法 |
| CN111855521B (zh) * | 2019-04-26 | 2023-02-10 | 中国石油化工股份有限公司 | 页岩有效孔隙度的快速评估方法 |
| CN112630116A (zh) * | 2019-10-09 | 2021-04-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 页岩有机质孔隙度校正方法、装置、设备及可读存储介质 |
| CN112630116B (zh) * | 2019-10-09 | 2022-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | 页岩有机质孔隙度校正方法、装置、设备及可读存储介质 |
| CN111562207A (zh) * | 2020-05-13 | 2020-08-21 | 南京宏创地质勘查技术服务有限公司 | 一种页岩含油饱和度的计算方法 |
| CN111562207B (zh) * | 2020-05-13 | 2022-06-14 | 南京宏创地质勘查技术服务有限公司 | 一种页岩含油饱和度的计算方法 |
| CN113610914A (zh) * | 2021-07-02 | 2021-11-05 | 中铁二十局集团有限公司 | 砂岩孔隙结构分析方法、装置、设备及存储介质 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2662055C1 (ru) | Способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев методом термического анализа | |
| Lu et al. | Determination of diffusion coefficients of carbon dioxide in water between 268 and 473 K in a high-pressure capillary optical cell with in situ Raman spectroscopic measurements | |
| CN105866002B (zh) | 一种精确的含油页岩核磁共振孔隙度测试方法 | |
| US10324039B2 (en) | Fluid characterization of porous materials LIBS | |
| CN104075959B (zh) | 泥页岩油水饱和度精确测试方法 | |
| RU2014145531A (ru) | Оценивание резервуара и качества вскрытия в нетрадиционных (сланцевых газовых) скважинах без каротажа или отбора керна | |
| NO332997B1 (no) | Fremgangsmate for a karakterisere en reservoarbergart ut fra pyrolytisk analyse av steinprover | |
| CN106644873A (zh) | 页岩有机质孔隙体积的表征方法 | |
| BR102012018100A2 (pt) | método para determinação de capacidade de umectação de materiais porosos | |
| Sun et al. | PT stability conditions of methane hydrate in sediment from South China Sea | |
| Cudjoe et al. | Assessing the efficiency of saturating shale oil cores and evaluating hydrocarbon gas huff ‘n’puff using nuclear magnetic resonance | |
| RU2542998C1 (ru) | Способ лабораторного определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне | |
| WO2016018229A1 (en) | Method and apparatus for analysis of reservoir fluids | |
| CN106769377A (zh) | 岩心油水饱和度乙醇萃取分析法 | |
| Yanjie et al. | Lower limit of tight oil flowing porosity: Application of high-pressure mercury intrusion in the fourth Member of Cretaceous Quantou Formation in southern Songliao Basin, NE China | |
| Ivanova et al. | Experimental methods for studying the wetting properties of oil reservoirs: a review | |
| Zamanian et al. | Determination of gas-diffusion and interface-mass-transfer coefficients in fracture-heavy oil saturated porous matrix system | |
| US9995698B2 (en) | Integrated analysis of pore fluids for characterization of reservoir potential | |
| US20140096628A1 (en) | Method for determining wettability | |
| US2427261A (en) | Method for analyzing gas | |
| US2379045A (en) | Analyzing earth formations | |
| CN111855521B (zh) | 页岩有效孔隙度的快速评估方法 | |
| CN115808500A (zh) | 一种粉砂质页岩中游离气定量测定方法 | |
| CN115701640A (zh) | 一种用于计算页岩中吸附油含量的分子模拟方法 | |
| CN114324047B (zh) | 岩心油水饱和度的测定方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |