СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ МОНИТОРИНГА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

1. Способ мониторинга разработки нефтяной залежи, включающий систематический отбор поверхностных образцов продукции эксплуатационных скважин, подготовку нефтяной составляющей отобранной продукции и измерения подготовленных проб нефти посредством импульсной методики/техники ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в сильном магнитном поле в режиме нефтединамического мониторинга разрабатываемых пластов/объектов, отличающийся тем, что, с целью повышения информативности и эффективности, измеряют кривые/зависимости спин-решеточной релаксации (СРР) и спектры ЯМР отобранных проб нефти скважин, расположенных по пластовым/объектовым профилям, проводят фазовые и спектральные анализы измеренных ЯМР зависимостей, посредством которых оценивают значения амплитудно-релаксационных и спектральных характеристик нефтяных проб, определяют реологические показатели и фазовый состав этих проб, в том числе мобильности подвижной фазы и текучести нефти, в целом, по оцененным значениям ее характеристик с помощью релаксационно-реологической палетки (РРП), сравнивают реограммы изменения определенных показателей текучести/мобильности пластовой нефти по профилям эксплуатационных объектов (ЭО), устанавливают системным анализом этих реограмм закономерности распределения ее подвижности по площади и мощности/толщине ЭО, на основе которых выявляют приоритетные участки повышенной текучести нефти для текущей эксплуатации объектовых пластов, а по ним и участкам повышенной ее мобильности локализуют прогнозные зоны/блоки перспективной разработки ЭО нефтяной залежи, выясняют эффективность физико-химического воздействия (ФХВ), в том числе паротеплового (ПТВ), на пласты/объекты вязкой нефти локализованных и других зон/блоков ЭО посредством термомониторинга ее фазового состава оценивают текущее и конечное нефтеизвлечение локальных участков/зон ЭО на основе определенных реопоказателей пластовой нефти и установленной связи между ними с учетом применяемого ФХВ/ПТВ; проводят интегрированный анализ результатов флюидного мониторинга для нефтединамического моделирования локализованных участков, ЭО и залежи, на основе которого оптимизируют систему ее дальнейшей разработки, в целом.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для нефтединамического мониторинга залежи используют синхронно отобранные и измеренные методикой/техникой ЯМР пробы нефти по ориентированным направлениям - профилям/контурам.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для повышения оперативности и объективности нефтемониторинга операции измерения и обработки, оценки/определения и интерпретации проводят в автоматическом режиме и едином методическом цикле.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для повышения точности измеренные кривые СРР нефтяных проб обрабатывают компонентным ЯМР анализом с выделением интегральных/общих и компонентных/фазовых значений времен/скоростей релаксации и водородосодержаний.
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно выясняют палеточную зависимость между реологическими свойствами/показателями и амплитудно-релаксационными характеристиками вязкой нефти в рабочем диапазоне.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что для оценки показателя текучести нефти используют функциональную зависимость общего/интегрального времени ее СРР от этого показателя, а мобильности - временную зависимость релаксации подвижной фазы нефти с учетом ее содержания - в виде палеток РРП-Т и РРП-М соответственно.
7. Способ по п.1, отличающийся тем, что посредством полифазного анализа измеренных спектров ЯМР выясняют групповой/фазовый состав и гетерогенность пластовой нефти.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что для установления объектовых закономерностей распределения общей подвижности пластовой нефти используют реограммы изменения определенных в процессе мониторинга показателей ее текучести по профилям ЭО.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что посредством сравнения реограмм текучести добытой нефти выявляют приоритетные участки повышенных ее величин для текущей эксплуатации пластов ЭО.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что для локализации прогнозных/ перспективных блоков/зон дальнейшей эксплуатации разрабатываемых ЭО сопоставляют реокарты выявленных участков повышенной текучести/мобильности нефти по площади/толщине этих объектов.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что для установления оптимального паротеплового воздействия на нефтяные пласты локализованных площадок/зон используют ЯМР спектрограммы термомониторинга состава нефтей в рабочем диапазоне температур (25-250°С), а для оценки объектовых КИИ - предварительно установленные связи с реологическими показателями пластовой нефти, в том числе текущего нефтеизвлечения - на основе палетки КТ, а конечного/прогнозного КИН - посредством палетки КМ.
12. Устройство для реализации способа мониторинга разработки нефтяной залежи по п.1, включающее блоки/модули измерения и регистрации амплитуды ССИ от водородосодержащих жидкостей, отличающееся тем, что, с целью повышения точности и экспрессности, содержит блоки автоматической настройки и измерения релаксационных и спектральных характеристик ЯМР, автоблок обработки измеренных характеристик, блоки автоматического определения реологических показателей и спектрального анализа нефтей, блоки термотестирования, системной интерпретации и нефтемоделирования в оперативном режиме.
13. Устройство по п.12, отличающееся тем, что блок настройки включает узлы для оптимизации условий и параметров измерения ЯМР характеристик, измерительный модуль - узлы для последовательных замеров сигналов СИ, кривых СРР и реоспектров проб нефти, а блок автообработки - узлы для автономного расчета и вычисления данных по измеренным характеристикам посредством ПК.
14. Устройство по п.12, отличающееся тем, что блок автоопределения содержит узлы автоматической оценки показателей текучести и мобильности измеренной нефти по вычисленным данным, а блок спектрального анализа - элементы построения спектров и оценки ее состава и однородности.
15. Устройство по п.12, отличающееся тем, что термоблок, который предназначен для автотестирования подвижности пластовой нефти в заданном температурном интервале, включает нагревательный элемент, термодатчик и узлы анализа и сравнения полученных и стандартных/типовых термограмм.
16. Устройство по п.12, отличающееся тем, что блок интегрированного анализа и моделирования нефти содержит узлы автоматического реопрофилирования/реокартирования ЭО и оценки текущих/прогнозных КИН участков/зон разрабатываемой залежи при установленном ПТВ.