Способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей, а также при интерпретации ГИС (геофизических исследований скважин). Техническим результатом является оптимизация комплекса петрофизических исследований керна и обеспечение на его основе количественной оценки степени трещиноватости карбонатных пород. Способ включает этапы насыщения керна аналогом пластовой воды, измерения естественного потенциала диффузионного происхождения Е∂, измерения через заданные промежутки времени электрохимического потенциала Е∂а, определения по математическому выражению диффузионно-адсорбционной активности А∂а и абсолютной погрешности измерения ΔА∂а, и применение полученных значений ΔА∂а для количественной оценки гидрофобности порового пространства. При этом наряду с оценкой гидрофобности порового пространства по величине значения А∂а〉ΔА∂а оценивают степень трещиноватости в структуре пустотного пространства керна, интенсивность которой возрастает с увеличением значения А∂а. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей, а также при интерпретации ГИС (геофизических исследований скважин).

История вопроса.

В практике разработки нефтяных месторождений одним из способов увеличения нефтеотдачи является правильная расстановка эксплуатационных скважин на месторождении с учетом его геологического строения и особенности свойств пластов-коллекторов и флюидоупоров. Большое значение для реализации данного способа имеет гидродинамически обоснованный расчет темпов отбора флюида из залежи и постоянный контроль за продвижением водонефтяного или газонефтяного контакта в процессе разработки местрождения.

Увеличения нефтеоотдачи методом вытеснения, как известно, добиваются поддержанием давления в пласте путем закачки в проницаемые горизонты воды или свободного газа. Однако известные технологии не позволяют добиться полного извлечения нефти из пласта в связи с неоднородностью фильтрационных свойств продуктивного пласта по площади и разрезу, в то время как уменьшение мощности пласта-коллектора сопровождается снижением его проницаемости. Проблема неоднородности возрастает с усложнением типа коллектора и становится определяющей как при моделировании залежи в расчетах сетки добывающих и нагнетающих скважин, так и выборе режимов работы отдельных скважин.

Процесс искусственного заводнения трещинных коллекторов с целью повышения их нефтеотдачи хорошо изучен, при этом для терригенных и карбонатных коллекторов установлена закономерность снижения пористости и проницаемости с увеличением неоднородности пласта. С другой стороны - интенсивность трещиноватости коллектора и характер его микротрещин несут информацию о нефтенасыщенности пласта.

В последние годы приобрела весьма актуальное значение проблема изучения трещин карбонатных коллекторов, поскольку в настоящее время в мире более 60% добываемой нефти приурочено именно к этим коллекторам.

Карбонатные породы отличаются особенно сложной структурой пустот. Каждый структурно-генетический тип характеризуется своим строением порового пространства, неравномерное растворение и цементация вновь образованным кальцитом и сульфатами еще больше осложняют обстановку, разделяют единый массив на отдельные блоки, и только трещины различной генерации увязывают все это в единую гидродинамическую систему. Преимущественное развитие трещиноватости происходит в разностях пород с низкими значениями первичной пористости. Нефтеотдача такого коллектора зависит от структуры порового пространства блоков матрицы породы, от поверхностных свойств пород (гидрофильности, гидрофобности, густоты и раскрытия трещин и др.). Отмечено в ряде случаев, что даже разный режим разработки залежи влияет на получение из таких коллекторов преимущественно либо нефти, либо воды.

Как известно (Поспелов В.В. Некоторые особенности разработки залежей нефти в цеолитосодержащих породах фундамента//Нефтегазовая геофизика, №3 - 2008 г.), специфика заводнения трещинных коллекторов связана с присутствием в них двух систем пустотного пространства - макротрещин (раскрытостью более 0,1 мм) и специфического их обрамления из микротрещин (раскрытостью в пределах 10^-4-10^-1 мм) и микропор (раскрытостью в пределах 2·10^-6-10^-4 мм). Размер этих участков обрамления по нормали к трещине не превышает 2-3 см и/или 8-10 см, однако объем нефти в микротрещинах и микропорах коллектора может быть достаточно большим. Существующая тесная связь скорости капиллярной пропитки (вытеснения) с интенсивностью трещиноватости коллектора объясняется тем, что вытеснение нефти водой из микропор матрицы подчиняется законам капиллярности. Скорость вытеснения нефти из микропор отстает по времени от пропитки основных поровых каналов и макрокаверн, в которых движение флюидов происходит по линейному закону фильтрации с учетом гравитационного эффекта. При этом гидрофильность микропор является благоприятным фактором для спонтанного капиллярного обмена между нефтенасыщенной матрицей и закачиваемой водой, заполняющей макротрещины.

Оценку интенсивности проявления трещиноватости в объеме пустот, как правило, производят на основе анализа петрофизических зависимостей «керн-керн», «керн-геофизика». Например, на основании зависимости вида P_n=f(k_n). Недостатком этого метода является большая погрешность оценки трещиноватости пород. Это обусловлено тем, что исследования в лабораторных условиях производятся при атмосферном давлении, то есть реальная зависимость параметра пористости от коэффициента пористости P_n=f(k_n) с учетом скважинных термобарических факторов может изменить определяемые коэффициенты пористости по сравнению с зависимостью, построенной при атмосферных условиях. Пластовое давление при этом сказывается незначительно, особенно для коллекторов, и им можно пренебречь. Но температура вызывает снижение параметра пористости вследствие изменения поверхностной проводимости. Причем, наиболее существенно для глинистых пород, насыщенных водами низкой минерализации. Это приводит к уменьшению структурного показателя m.

Неучет пластовых условий, характерных для естественного залегания коллекторов, может приводить к занижению или завышению определяемой величины запасов нефти и газа в зависимости от того, каким методом определяют подсчетные параметры. Так, если емкостные свойства коллектора определяют по результатам исследования керна лабораторными методами в атмосферных условиях, то ошибка при подсчете запасов, возникающая только из-за неучета влияния пластовых условий на коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, может достигать десятка процентов в сторону завышения запасов.

Сопоставление результатов исследований фазовых проницаемостей образцов керна и структуры их порового пространства с использованием прокрашенных смолой петрографических шлифов позволяет установить надежные связи между величиной эффективной емкости, определенной стандартным методом и в шлифах. Наиболее надежная связь отмечается между фильтрационными характеристиками образцов керна и соотношением диаметров каналов, присутствующих в них. Поскольку крупные поры и каналы хорошо видны в прокрашенных смолой шлифах, то по результатам определения их площади можно прогнозировать величину остаточной нефтенасыщенности (КНО) образцов.

Метод количественной оценки трещиноватости горных пород по керну основан на определении удельной поверхности трещин - суммарной площади поверхностей трещин, приходящихся на единицу объема породы. От этого параметра можно перейти к трещинной проницаемости и емкости (пористости).

Кроме того, изучение коллекторских свойств горных пород по керну ограничено тем, что объем керна весьма мал и выход его обычно незначительный, особенно в зонах повышенной трешиноватости. При изучении трещиноватости пород в керне необходимо наряду с послойным литологическим описанием, где особое внимание обращается на текстурные и структурные особенности пород, делать зарисовки трещин, подсчитывать их количество, измерять раскрытость (ширину), тщательно описывать характер выполнения трещин, вести морфологические описания. Это удобно делать на выпиленном ориентированном кубике керна, но трудно ориентировать образцы относительно стран света.

С другой стороны, изучение параметра смачиваемости исследуемого коллектора позволяет оценить нефтенасыщенность пласта и условия повышения нефтеотдачи, зависимые от характера трещиноватости. Как известно (Королев В.А., Некрасова М.А., Полищук С.Л. Роль электроповерхностных явлений в механизмах вторичной миграции нефти. «Геология нефти и газа», №6 - 1997), электроповерхностные явления в системах пустотного пространства пласта оказывают определенное влияние не только в процессе передвижения, но и в процессе аккумуляции углеводородов в земной коре. Механизм вторичной миграции нефти с участием сил электроосмоса и электроповерхностных явлений наиболее интенсивно происходит в тонкопористых дисперсных водонасыщенных породах, т.е. там, где параметры двойного электрического слоя (ДЭС), развитые на противоположных стенках пор, соизмеримы с параметрами порового пространства. То есть для качественной оценки смачиваемости можно использовать результаты измерений удельного сопротивления. Высокие удельные сопротивления указывают либо на низкую водонасыщенность пористой среды, либо на отсутствие непрерывности водной фазы, что характерно для гидрофобных систем (Тульбович Б.И. Методы изучения пород - коллекторов нефти и газа. - М.: Недра, 1979 г.).

Известен способ оценки смачиваемости поверхности перового пространства керна в лабораторных условиях методом оценки степени гидрофобности перового пространства горных пород с использованием диффузионно-адсорбционной активности (патент РФ №22371262, Е21В 49/00, 2004 г.), взятый за прототип.

Способ основан на оценке диффузионно-адсорбционной активности, обусловленной двойным электрическим слоем (ДЭС) на границе твердой и жидкой фаз. При реализации известного способа осуществляют насыщение керна аналогом пластовой воды, производят измерение естественного потенциала диффузионного происхождения Е∂ и электрохимического потенциала Е∂а и определяют параметр диффузионно-адсорбционной активности А∂а керна, на основе которого осуществляют количественную оценку гидрофобности порового пространства. Известный способ оптимизирует процесс оценки смачиваемости за счет расширения информативности параметра А∂а и обеспечивает количественную оценку гидрофобности породы без необходимости учета пластовых условий.

Задачей настоящего изобретения является оптимизация комплекса петрофизических исследований керна за счет расширения функциональных возможностей применения параметра А∂а, используемого при создании петрофизической основы интерпретации геофизических методов исследования скважин, и обеспечения на его основе количественной оценки степени трещиноватости карбонатных пород.

Поставленная задача решается следующим образом.

В процессе реализации способа оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности, включающего этапы насыщения керна аналогом пластовой воды, измерения естественного потенциала диффузионного происхождения Е∂, измерения через заданные промежутки времени электрохимического потенциала Е∂а, определения по математическому выражению диффузионно-адсорбционную активности А∂а и абсолютной погрешности измерения ΔА∂а, и применяя полученные значения для количественной оценки гидрофобности порового пространства, по величине значения А∂а〉ΔА∂а оценивают степень трещиноватости в структуре пустотного пространства керна, интенсивность которой возрастает с увеличением значения А∂а.

Предложенный способ оценки степени трещиноватости карбонатных низкопористных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности имеет следующие преимущества по сравнению с известными:

- наряду с обязательным определением параметра диффузионно-адсорбционной активности А∂а, входящим в обязательный комплекс ГИС (метод ПС), решается вопрос оценки степени трещиноватости карбонатных пород, что расширяет информативность метода исследований и сокращает время проведения исследований;

- обеспечивается информативность опенки керна, поскольку охватывается весь объем пустот керна (в отличие от анализа ограниченной площади керна при исследовании шлифа);

- повышается точность исследований, поскольку использование параметра А∂а для разделения керна по структуре пустот по интенсивности проявления трещиноватости позволяет получить уравнения регрессии «керн-керн» (например, вида Pn=f(Kn)) с большим коэффициентом регрессии R,

- обеспечивается достоверность оценки степени трещиноватости, поскольку определяемый параметр А∂а не зависит от пластовых условий и определяется только распределением внутрипоровой воды в породе,

- высокая достоверность количественной оценки степени трещиноватости карбонатных пород повышает точность прогноза нефтенасыщенности пласта.

С точки зрения промышленной применимости предложенный способ отличается простотой и экономичностью, так как определение А∂а проводится на стандартных образцах керна, пропитанных аналогом пластовой воды, что не требует применения специальной люминесцентной жидкости или смол, а также использования микроскопа для изучения шлифов.

На фиг.1 и фиг.2 представлены данные по минералогическому составу и графики регрессионных зависимостей «керн-керн» вида Pn=f(Kn) по отдельным карбонатным отложениям Башкортостана, анализ которых проведен предложенным способом оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности.

На фиг.1. показаны минералогический состав и регресионные зависимости вида Pn=f(Kn) по керну турнейского яруса Спаской площади (Башкортостан).

На фиг.2 показаны минералогический состав и регрессионные зависимости вида Pn=f(Kn) по керну нижнепермских отложений Цветаевского месторождения (Башкортостан).

На практике предложенный способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности реализуется следующим образом.

Поскольку микротрещины исследуемого керна по раскрытости соответствуют капиллярным и субкапиллярным порам, находящаяся в них жидкость влияет на параметр Е∂а и, соответственно, на параметр А∂а. В связи с этим работы с керном по оценке степени трещиноватости карбонатных пород проводятся согласно известной методике измерения параметра А∂а (Виноградов В.Г., Дахнов А.В. и др. Практикум по петрофизике. - М.: Недра, 1990 г.). Анализ керна осуществляют в следующей последовательности:

- приготавливают рабочие растворы соли NaCl с концентрациями C₁ и C₂, являющимися аналогами пластовой воды и промывочной жидкости соответственно;

- насыщают керн аналогом пластовой воды;

- собирают электрохимическую цепь для измерения диффузионного потенциала Е∂ и производят измерение Е∂ посредством измерительных средств напряжения;

- собирают электрохимическую цепь для измерения величины диффузионно-адсорбционного потенциала Е∂а и производят измерение Е∂а через заданные промежутки времени до установления Е∂а=const.;

- рассчитывают значения А∂а по формуле:

;

- рассчитывают абсолютную погрешность ΔА∂а измерения параметра диффузионно-адсорбционной активности;

- на основании проводимых измерений производят оценку степени трещиноватости в объеме пустот исследуемого керна.

Трещиноватость в структуре пустотного пространства керна проявляется при условии А∂а〉ΔА∂а. С увеличением значений А∂а интенсивность проявления микротрещиноватости в объеме пустот породы возрастает.

Таким образом, при условии А∂а〉ΔА∂а поверхность перового пространства породы в большей степени гидрофильна, и условие А∂а〉ΔА∂а можно использовать как «индикатор» интенсивности проявления трещиноватости в структуре пустотного пространства породы.

Анализ графиков, представленных на фиг.1 и фиг.2, показывает, что структурные коэффициенты m в уравнениях регрессии Pn=f(Kn) при А∂а〉ΔА∂а имеют значения m=1,16 и m=1,01 соответственно. Следовательно именно эти коллекции керна по структуре порового пространства наиболее трещиноватые, так как, согласно (Добрынин В.М., Вендельштейн В.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. - M.: Недра, 1991. - 368 с., Кобранова В.Н. Петрофизика. - M.: Недра, 1986. - 392 с.), для плотно сцементированных карбонатных пород, содержащих трещины, m намного меньше 2 и в пределе m→1.

По представленным графикам (фиг.1, фиг.2) очевидно - когда в работе находится весь керн (верхние рисунки) - регрессионные зависимости отсутствуют, а при разделении керна в соответствии с данными (А∂а〈ΔА∂а) и керна в соответствии с данными (А∂а〉ΔА∂а) получаем регрессионные зависимости с высокими значениями R². При этом влиянием нерастворимого осадка на точность полученных результатов можно пренебречь. По минералогическому составу (по керну) представленные породы достаточно однородны (на фиг. №1 - известняк, на фиг. №2 - доломит), с малым содержанием нерастворимого остатка (меньше 5%). Поэтому, если даже нерастворимый осадок представлен глинистыми породами, вклад его в значения А∂а незначителен.

Таким образом, использование параметра А∂а для разделения керна по однородности структур пустот посредством интенсивности проявления трещиноватости позволяет получать уравнения регрессии «керн-керн» (например, вида Pn=f(Kn)) с большими коэффициентами регрессии R. Структурные коэффициенты m, полученные согласно уравнениям регрессии Pn=f(Kn), иллюстрируемым фиг.1 и фиг.2, являются дополнительным подтверждением правомерности использования предложенного способа оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности.

Способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности, включающий этапы насыщения керна аналогом пластовой воды, измерения естественного потенциала диффузионного происхождения Е∂, измерения через заданные промежутки времени электрохимического потенциала Е∂а, определения по математическому выражению диффузионно-адсорбционной активности А∂а и абсолютной погрешности измерения ΔА∂а, и применение полученных значений ΔА∂а для количественной оценки гидрофобности порового пространства, отличающийся тем, что наряду с оценкой гидрофобности порового пространства по величине значения А∂а〉ΔА∂а оценивают степень трещиноватости в структуре пустотного пространства керна, интенсивность которой возрастает с увеличением значения А∂а.