Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Определение пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности керна на устье скважины

ВАК РФ 04.00.12, Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Определение пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности керна на устье скважины"

7 О 4 Я 2

Комитет по теологии и минеральным ресурсам Российской федерации Научно-производственное государственное предприятие по геофизическим работам на нефть и газ "Нефтегеофизика" Научно-исследовательский институт' геофизических методов разведки (НЖГеофизика)

На правах рукописи

Орлов Владимир Николаевич

УДК 622.276.031.1.011.431.2:550.822.2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ, ПРОНИЦАЕМОСТИ И НЕФТЕГА30НАСЫЩЕНН0СТИ КЕРНА НА УСТЬЕ СКВАШНЫ

Специальность 04.00.12 - геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертаций на соискание ученой степени - кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 1992

РаОита выполнена во Всесоюзном научно-исследовательском к проектно-конструкторском институте геофизических методов исследований, испытания и контроля нефтегазоразведочных скважин (ВНИГИК)

Научный руководитель: доктор технических наук

Поляков Е.А.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор Безван^в Р.Д. кандидат геолого-мии^ралогических наук Котов П.Т.

Ведущее предприятие: ГП "Архангельскгеология"

Защита состоится п1Ч" 1992 г. в 10 часов на

заседании Специализированного совета при научно-исследовательском институте геофизических методов разведки (НЖГеофизика) не адресу: 101000, г. Москва, ул. Чернышевского, 22.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института. .

Автореферат разослан чЩ" ^шхргуих. 1992 г.

Ученый секретарь. Специализированного совета, к.т.н.

Н.П.Чижов

' /

• I - 3 -

' ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Быстро растущие потребности человечества в топливно-энергетических ресурсах требуют вовлечения в разведку новых местороздений нефти и газа, в том числе и таких, продуктивные залежи которых-залегают на больших глубинах. Поиск глу-бскозалегакщих залежей осуществляется путем бурения и исследования дорогостоящих глубоких и сверхглубоких скважин.

С увеличением глубины залегания продуктивных отложений стоимость получения геолого-геофизической информации резко возрастает, а ее информативность при этом снижается. Это связано в первую очередь с ухудшением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород-кол-лркторов, сужением диапазонов изменения проницаемости, пористости и других коллекторских свойств, усложнением технологий бурения скважин, вскрытия пластов и проведения геофизических исследований (ГИС). Все вышесказанное приводит к значительным трудностям при интерпретации материалов ГИС, получению неоднозначных или сомнительных решений, не позволяющих выбрать оптимальный вариант закан-чивания "кважины. В определенной степени устранить возникающие трудности, повысить достоверность и однозначность интерпретации материалов ГИС можно', имея на руках дополнительную геологическую информацию, получаемую н? керновом материале. Такой дополнительной информацией могут быть данные петрофизических исследований: проницаемость, пористость, насыщенность в комплексе с другими данными, получаемые при геолого-технологических исследованиях.

Ранее петрофизические исследования выполнялись только ь лабораторных условиях. Этот процесс был длительным. Требуемая информация поступила лишь тогда, когда судьба разведочной скважины была уже решена. Поэтому возникла актуальная задача - разработать экс-

прессные методы изучения керна непосредственно на сквакине, разработать методики проведения измерений и интерпретации получаемых данных в совокупности с данными ГИС и ГТИ.

Цель работы состоит в разработке методологии проведения экспресс-исследований на керне, включающей создание соответствующей аппаратуры и методик определения ФЕС.

Основные задачи исследований ,

1. Разработка методики определения открытой пористости образцов керна на скважин*.

2. Разработка аппаратуры и методики определения газопроницаемости образцов керна на скважине.

3. Разработка методики определения нефтегазонасыщенности образцов керна на сквакине.

4. Опробование и внедрение комплекса экспрессных исследований полноразмерного керна на скважинах.

Научная новизна заключается в следующем:

- показано, что для горных пород на основе данных о пористости, полученных непосредственно на сквакине, на основе предложенных автором методов (суммарных флюидов и плотностным) можно определить также их газонасыщенность;

- разработаны методики'и портативная аппаратура для оперативного определения пористости, газопроницаемости и нефтегазонасыщенности керна на устье скважины;

- показано, что путем сопоставления значений нефтегазонасыщенности, полученных при исследовании керна на^скважине с данными испытаний и ГИС, устанавливаются диагностические значения Кд и Кг, которые могут быть использованы при выделении продуктивных пластов на разЕедуемой площади.

- 5 -

Основные защищаемые положения

■ I. Аппаратурно-методический комплекс, обеспечивающий определение пористости, газопроницаемости и нефтегазонасшценности образцов керна на скважине.

2. Полученные с помощью разработанного комплекса значения ФЕС позволяют оперативно выделять в интервале отбора керна коллекторы, оценивать характер их насыщения, повышая тем самкм надежность выделения таких коллекторов по данным ГИС в разрезе скЕажгаы.

Практическая ценность разработанного аппаратурно-методичес-кого комплекса состоит в том, что определяемые с его помощью ФЕС образцов керна непосредственно на скважине повышают надежность выделения в исследуемом разрезе коллекторов и оценки характера их насыщения.

Реализация работы в производстве. Полученные при выполнении настоящей работы научные результаты легли в основу "Методического руководства по оценке пористости, водо-, нефте- и газонасыщенности горных пород с использованием аппаратуры АДЖ", утвержденного Мингео СССР. Комплекс экспрессного определения ФЕС полноразмерного керна опробован з ПГО "Тюменьпромгеофизика" при изучении пород Южно-ТамОейского, Северо-Тамбейского, Бованенковского и других месторождений и в ПГО "Архангельскгеолсгия" при исследовании пород Песчаноозерского месторождения. Промышленное внедрение осуществлено в Ямальской ГЭ с января 1988 г. и Поморской ГЭ.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертации докладывались на областной НПК "Проблемы локального прогноза и разведки нефти и газа Западной Сибири", г.Тюмень, 1987 г., на областной НПК "Комплексирование методов исследования при разработке месторождений нефти и газа Западной Сибири", г.Тюмень, 1988 г., на

семинаре "Повышение эффективности геофизических исследований скважин", г.Киев, 1988 г.

Личный вклад автора в получение научных результатов. Автор лично участвовал в получении следующих научных и практических результатов. . Им разработан макет прибора газопроницаемости, методика экспрессного определения газопроницаемости полноразмерных образцов керна, установлены количественные критерии выделения нефтегазона-сыщенных пластов. При разработке методики определения открытой пористости и коэффициентов нефте- и газонасыщенности образцов керна вместе с диссертантом участвовали Л.И.Орлов и В.Г.Топорков.

Публикации. Основные положения работы изложены в 2-х научно-исследовательских отчетах. По теме диссертации опубликовано 4 печатных работы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Текст изложен на 105 стр., иллюстрирован 36 рисунками и,23 таблицами, список использованной литературы включает 35 наименований.

Научные исследования выполнены при обучении в аспирантуре ВНИИГеофизики под руководством д.т.н. Полякова Е.А. и во ВНИГИКе под руководством и при участии к.г.-м.н. Орлова Л.И. и к.г.-м.н. Топоркова В.Г.

В процессе работы над диссертацией автор пользовался помощью и советами ведущих специалистов ВНИГИКа к.г.-м.н. Ручкина A.B., к.г.-м.н. Фоменко В.Г., Поморской ГЭ - Сало А.И.

Всем вышеназванным товарищам, а также сотрудникам отдела петрофизики ВНИГИК, сотрудникам Ямальской «5*3 Ясинскому A.A., Шадринцеву М.П. и другим, оказавшим помощь в сборе геолого-геофизических материалов, внедрении разработок автора и оформлении рукописи, автор выражает искреннюю благодарность.

- 7 -СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе рассматриваются место и роль методов исследования керна в комплексе геологических, геофизических, технологических исследований скважин, бурящихся на нефть и газ. В последние года из-за 'усложнения геолого-технических условий проводки скважины оперативность различных методов исследования заметно снизилась. Геофизическая информация, получаемая при выполнении даже обширного комплекса ГИС зачастую не может быть своевременно использована при определении судьбы скважины. Дополнительная геологическая информация может быть использована при петрофизических исследованиях керна на скважине в комплексе с другими данными, молучаемыми при геолого-технологических исследованиях (ГТИ). Комплекс ГТИ по решаемым задачам условно можно разделить на четыре группы. Информация о возможном пласте-коллекторе поступает от методов первой группы, связанных с технологией бурения. Оценочная информация о характере насыщения пласта - от методов второй группы, исследующих промывочную жидкость. Информация о емкостных свойствах и характере насыщения пласта - от методов третьей группы, исследующих шлам. Задачи, решаемые первыми тремя группами, широко рассмотрены в отечественной и зарубежной литературе. В четвертую группу включены методы, связанные с экспрессными исследованиями керна на скважине. Этот вопрос должным образом' не был отработан. Экспрессные исследования полноразмерного керна на скважине включают: макро- и микроописа-ше, определение газопроницаемости, пористости и насыщенности пород. Кроме этих параметров на керне можно определять также УЭС.

Экспрессные исследования керна выполняются с- помощью соответствующей измерительной аппаратуры по .яециальным методикам иссле-

довашй и интерпретации получаемых результатов. Разработкой экспрессных исследований керна на скважине занимаются Горбачев Ю.И., МамяшеЕ В.Г. и другие исследователи. Комплекс 'аппаратуры по экспрессному определению плотности, интервального времени образцов керна, элементного состава проб разработан Горбачевым Ю.И. для ряда месторождений Прикаспийской НТО. Для месторождений Западной Сибири Мамяшевым В.Г. разработаны экспрессные . дистанционные методы исследований, позволяющие проводить бесконтактные замеры на керне естественной радиоактивности, плотности и диэлектрической проницаемости. Получаемая при этом информация используется для косвенного определения пористости, объемной водонасыщенности, естественной радиоактивности урана-тория, тория и калия.

В США в 1944 г. Хорнером запатентовано экспрессное определение пористости керна по содержанию суммарных флюидов. В последние годы этот метод был развит в работах Элкинза, Ротмела. В эти же годы Дикстроем и Парсонзом был предложен экспрессный зондовый метод определения газопроницаемости керна. Развитие этого метода продолжено в работах Эйпе, Узбера, Грейма и других исследователей. За рубежом ведутся разработки отдельных самостоятельных приборов, методов экспрессных исследований керна.

В отличие от зарубежных исследований в нашей стране■ разрабатываемые комплексы экспрессных методов в осноеном направлены на обеспечение этапа подсчета запасов разведываемых УВ. Вопросы пет-рофизического обеспечения оперативной интерпретации с помощью таких- исследований не рассматривались. '

С целью повышения эффективности и информативности геологических, геофизических и технологических.исследований.поисковых и разведочных скважин на этапе оперативной интерпретации автором сфор-

мулированы требования к комплексу экспресс-методов исследования керна на скважине, Еключающие: разработки методических основ экспресс-исследований керна на скважине; разработки соответствующей измерительной техники; отработки технологии исследования полноразмерного керна; отработки методов интерпретации получаемых результатов в комплексе с данными других видов исследований. •

Во второй главе изложены вопросы изменения есдо-, нефте-, газонасыщенности порой-, при снижении пластового давления и температуры до атмосферных условий. Изложены разработанные автором экспрессные методики определения пористости, нефте- и гапонасыщеннос-ти, газопроницаемости полноразмерного керна на скважине.

Насыщенность керна, определяемая на керне в атмосферных условиях, отличается от насыщенности пород, залегающих на глубинах. На скелет породы воздействует горное (геостатическое) давление Ргота1, а на флюида,заполняющие поровое пространство (воду, углеводороды), - пластовое давление Р^ и температура Пластовое давление и

температура воздействуют на объемный фактор (Рпл) пресной еоды противоположно. Снижение Рпл от Рпд = 35 МПа до Р = 0,1 МПа при = 120°С приводят к увеличению Р^ на 2 %. Снижение же 1; от 120 до 20°С при Р^» 35 Шш уменьшает Рпл на 6 %. Таким образом, при подъеме водонасыщенного керна на поверхность при снижении Рш и 1; до атмосферных значений объем воды в поровом пространстве не увеличится, а уменьшится за счет снижения температуры. Вытеснения зода в этом случае нв( произойдет. Кроме того, при снятии гео^тати-ческого,давления со скелета породы объем порового пространства также несколько увеличится (для песчаников с Кп = 10-20 % увеличение объема в среднем составит 0,5-1,5 %). Для нефти в плзстсеых условиях, представленной многокомпонентной системой углевгдородов

метанового, нафтенового и ароматических рядов, величина пластового объемного фактора равна 1,2-1,8. Для природных углеводородных газов, представляемых многокомпонентными смесями предельных углеводородов, объемные изменения от давления и температуры значительно больше. На диаграмме фазового состояния этана в зависимости от Рш и выделяются области, в которых етан находится в газообразном, жидком и двухфазном состояниях. Расчет сжимаемости этана при изотермическом сжатии показал, что сжимаемость этана в газообразном состоянии в 24 раза больше, чем в жидком состоянии. При переходе из жидкого состояния (Р^, г ) в газообразное (Р = 0,1 МПа, t = 18°С) наблюдается увеличение объема газов в десятки раз. Так как сжимаемость природных газов значительно выше сжимаемости воды и нефти при подъеме нефтенасшценного керна на поверхность наибольшие потери будут наблюдаться дпя углеводородов, принимающих газообразное состояние в атмосферных условиях. Растворимость природного газа в воде и нефти различна. В нефти растворимость несколько больше, чем в воде, составляя при Р^ = 35 МПа и = 120сС 3,75 м3/мэ.

Знание пластовых объемных факторов флюидов, насыщающих керн, с определенной долей достоверности можно использовать для оценки первоначальной насыщенности пласта. Для этого часто достаточно определить состав и количество флюидов в керне, оставшихся после подъема его на поверхность. Иногда для оценки насыщенности пласта этих данных недостаточно. Природный паз в пластовых условиях может быть в свободном и в растворенном состояниях-^ в однофазном и в двухфазном состояниях. В зависимости от состояния природный газ при подъеме керна на поверхность различным образом вытесняет поро-вую воду, тем самым насыщенность керна будет различной. Водонасы-

ценность керна, содержащего растворенный природный газ, значительно больше водонасыщенности керна со свободным газом. Для гезонасы-щенного керна характерна остаточная, практически неснижаемая, во-донасыщенность. Водонасыщенность керна о растворенным газом непостоянна; ее величина зависит от ФЕС и литологии пород. Потери воды из керна за счет разгазирования оценивались путем моделирования процесса его подъема на поверхность. Было установлено, что для

терригенных пород с пористостью 6,5-9 % и проницаемостью (0,1-3,7) о

•• 10 мкм потери вода для полностью водонасыщенных песчаников в среднем составляют 11,5 %, при водонасыщенности, близкой к остаточной (60 %), потери составляют I %. Для полностью водонасыщенных пород с пористостью 19-23 %, проницаемостью (30-50)10"^ мкм2 потери составляют 7 %; при водонасыщенности, близкой к остаточной (24 %) - 0,5 %.

Для сложнопостроенных карбонатных пород, содержащих большое количество мелких капилляров размерами 0,Т-1 мкм, потери вода выше, чем для терригенных пород. Для полностью водонасыщенных порис-' тостью 2-5 % и проницаемостью (0,005-0,02)-Ю--3 мкм2 потери вода составляют 35 %; при водонасыщенности, близкой к остаточной (70 %) - 18 %. Для полностью водонасыщенных пород пористостью 10-16 % и проницаемостью (34-40) 10 ^ мкм потери еоды составляют 20 %; при водонасыщенности, близкой к остаточной (20 %) - 1,8 %. Для полностью водонасыщенных коллекторов с пористостью более 10 % и прони-—? ?

цаемостыо Еышв 0,110 мкм независимо от их литотиппв потери воды при разгазмровании составляют 11,5-20 %. При значениях Еодона-сыщенности, близких к остаточным, потери воды составляют 1-2 %, также независимо от литологии изучаемых пород. '

Автором разработаны методики экспрессных определений пористо-

сти, коэффициентов нефте- и газонасыщенности полноразмерного керна. Пористость можно определять двумя методами. Для нефтегазонасы-щенного керна при определении пористости более эффективным является экспрессный метод расчета через объемную и минеральную плотность породы. Для нефтенасыщенкого - экспресс-метод по суммарному содержанию флюидов. При первом методе пористость определяется по известной формуле (Гороян В.И., 1978 г.):

т^'б

К.

пм

- I1 - ■100 = I1 - зУ ™ •

где К^ - пористость породы, определяемая расчетным методом, %; 6в - плотность минерализованной воды, г/см3; 6п,бтф - объемная и минеральная плотности породы, г/см-3; ш^п^ - масса насыщенного образца, взвешенного в воздухе и в

жидкости, г; т3 - масса сухого образца, г.

Минеральная плотность породы задается априорно. Объемная плотность рассчитывается по данным взвешивания образца с естественной насыщенностью в воздухе и в минерализованной воде, а сухого образца - только в воздухе по формуле:

• пц-б

5 = ——-п т.,-!^

Отношение (т.,-т2)/б представляет собой внешний объем образца.

Для пород с естественной минерализацией воды более 50 г/л и при значительных количествах тяжелых фракций нефти, оставшихся в керне после дистилляции, автор рекомендует дополнить вышеприведенную формулу поправками на массу соли, оставшейся в образце и массу тяжелых фрак^й нефти. В результате формула примет вид:

5 ■-.УУУУУУ0*

где 7 - внешний объем образца, см-5; б„ - плотность тяглой

хзН Н

фракции нефти в керне, г/см3; Vв,VIIф - объем зодн и легких Фракций нефти, выделившихся при дистилляции керна в ДДЖ, см3; К1 -коэффициент для пересчета объема, занимаемого дистиллированной водой, к объему, занимаемому минерализованной водой. В зависимости от минерализации (0-250 г/л) он соответствует 1-1,2; К2 - коэффициент, учитывающий массу нефти, оставшейся в образце после его дистилляции; рассчитывается как отношение 7т^ - объем

тяжелой фракции нефти, оставшейся после его дистилляции.

В методе суммарных флюидов пористость определяется как отношение объема (флюидов, выделенных при дистилляции, к внешнему объему образца (Хорнер В., 1944 г.):

к ... <У УУУЛ 1С0

где К^ - пористость, определенная по методу суммарных флюидов, К3 - коэффициент пересчета объема легких фракций нефти У^ в первоначальный объем нефти, находящейся в керне до дистилляции. Он определится при дистилляции первоначального объема 7пе сыроЛ нефти без керна К3 = V в/УЛф. Коэффициенты К2 и К? между собой связаны разностью К2 = К-,-1.

Вышеприведенная формула долгое время в отечественной практике не применялась.

Точность определения пористости первым методом зависит от достоверности определения плотностей породы и составляет в среднем ± (1,0-1,5) % при Кд = 2-25 % и йм = 2,65 г/см3. Точность опреде-

ления пористости вторым методом для полностью водонасыщенных пород без природного газа ± 0,5 %.

Методика определения нефтенасыщенности ке^ла основана на определении нефти, не вытесненной, фильтратом промывочной жидкости. В основу методики положены результаты, получаемые при дистилляции флюидов и взвешивании керна. При нагревании керна до 200°С из его дарового пространства дистиллируется вода и легкие фракции нефти. Если порода была нефтенасыщенной, то коэффициент' нефтенасыщенности

К^ может быть определен из выражения:

к» = ■ 100

в 1 лф 3

V • К, + • К- = V в 1 лф 3 п

Для нефтегазонасыщенных пород из-за присутствия в порах газа суммарный объем флюидов не равен объему порового'пространства. В этом случае объем пор рассчитывается как произведение Увн и К^,

а коэффициент нефтенасыщенности как отношение . 104

Методика определения газонасыщенности пород базируется на сопоставлении суммарных объемов жидких пластовых флюидов и пор, которые были заняты газом. Коэффициент газонасыщенности Кг рассчитывается по формуле:

К = Рг - в -у -"Ф 31-Ю0 = ■ 100 ,

1 п } пм

где Уп ТОО ' 7вн ' Кпм

Для газо- и нефтегазонасыщенных пород определение газонасы-

ценности пород осуществляется только по данным дистилляции флюидов из керна и взвешивания при донасыщении керна под давлением. Коэффициент газонасыщенности рассчитывается из выражения:

m0-m1

Кг = Q (' 100 '

в в 1 лф .3

где выражение (m0-m1)/ô характеризует часть объема пор, занимаемого газом;. m1,га - масса образца керна, поднятого на поверхности >

и донасыщенного под давлением, г; Q - плотность воды, донасыщае-

-з

мой образец, г/см .

Суммарная абсолютная ошибка в определении текущей нефтенасы-щенности и газонасыщенности пород с ,Кп = 10-22 % соответственно составляет ± (0,5-0,25) и ± (12-6) абсолютных процента.

Для экспресс-определения газопроницаемости сухого керна диаметром 80 и 100 мм автором предложен и реализован метод, исключающий трудоемкие процессы обработки торцов и высверливания алмазны... инструментом. В этом методе фильтрация газа осуществляется от площадки на боковой поверхности, ограниченной кольцевой нефильтрую-щейся зоной, внутрь образца расходящимся потоком до открытой-боковой поверхности и ториов образца.

Прибор для газопроницаемости состоит из кернодержателя с датчиком давления, двух емкостей для газа, измерителя давления гага, источника давления. Определение газопроницаемости осуществляется методом нестационарной Фильтрации при начальном давлении 0.С64 Шя и конечном 0,0574 МПа. Диапазон измеряемой газопроницаемости (0,I-I000)'I0 J мкм . Коэффициент газопроницаемости рассчитывается П; формуле (Троянский C.B., i960):

к ■

V - 1ак-цн> • _

где V - объем профильтровавшегося газа, см3; Р1,Р2 ~ Давление газа на Еходе в образец и выходе из него/ атм; t - время фильтрации газа, сек; I - средняя длина фильтрации газа в образце, см; Б ,Б -

н К

начальная и конечная площадь образца, через которые осуществляется

О 1 '

фильтрация газа, см , ц - вязкость воздуха, сПз; К^ - коэффициент

газопроницаемости породы, мкм2. Выражение 1(1 Б -I Б )/(Б -Б )

В ^ £ ^ к н

характеризует отношение средней длины фильтрации газа к средней площади для расходящегося потока газа.

В предложенной схеме фильтрации газа размеры образца влияют незначительно на коэффициент фильтрации. Для образцов керна диаметром и длиной 80 мм уменьшенйе диаметра керна до 70 мм может приводить к завышению коэффициента газопроницаемости на 6 %, а уменьшение длины керна до 50 мм - к завышению на 9 %. Точность экспресс-определения газопроницаемости пород с К^ = (1-50Э)-10~3 мкм2 достаточно высокая. Среднее отклонение значений газопроницаемости составляет ± 30 % от соответствующих значений газопроницаемости, определенных на стандартных цилиндрических образцах. Отметим, что при определении газопроницаемости стандартных образцов в лабораторных условиях допускается ошибка 5-7 %. Экспрессной метод определения газопроницаемости полноразмерных образцов керна применим при исследовании однородных и неоднородных пород. Для неоднородных кавернозных, микротрещиноватых, кавернозно-трещиноватых образцов керна экспрессное определение газопроницаемости осуществляется в 3-4 точках на цилиндрической поверхности образца, расположенных под углом 90° относительно друг друга. Наименьшие значения газопроницаемости керна характеризуют проницаемость первичной матрицы об-

разца; наибольшие значения - локальную трещинную, кавернозную проницаемость. Установлена прямая зависимость между большими значениями газопроницаемости, определенными экспрессно, и значениями газопроницаемости, установленными методом радиальной фильтрации. применяемым в лабораторных условиях для определения средней газопроницаемости полноразмерных неоднородных, кавернозных, трещиноватых карбонатных пород. Закономерность установлена по результатам исследований 140 кавернозно-трещиноватых карбонатных образцов керна нижнего девона площади Еядейю Тимано-Печорской НГП.

В третьей главе рассматривается технология и опробование разработанного аппаратурно-методического комплекса определения ФЕС керна на ряде нефтегазовых месторождений Западно-Сибирской и Тимано-Печорской провинций.

Исходя из задач, стоящих перед экспресс-исследованиями керна, аппаратурный комплекс должен обеспечить спределение, как минимум, газопроницаемости, пористости, газо- и нефтенасыщенности, удельного электрического сопротивления (УЭС), содержания в породе кальцита, доломита, а также состава газа. Необходимость экспресс-определений коллекторе«^ и литологических свойств непосредственно на скважине очевидна. Целесообразность измерения УЗС непосредствг--яо на скважине связана с привязкой керна к диаграммам электрических методов каротажа, с сопоставлением результатов определения газонасыщенности пород путем дистилляции керна и взвешивания, для повышения достоверности оценки насыщения пород. Кроме этого, экспресс-определения УЭС в скважинах, пробуренных на ПЖ с нефтяной основой, могут быть использованы для построения петрофизических- связей

рн <*во>. V-

Целесообразность экспресс-определения карбонатности песчано-

глинистых пород связана с возможностью использования карбонатизи-рованных пород как реперных для уточнения привязки керна.

Таким образом, комплекс аппаратуры, обеспечивающий определение ФЕС и некоторых физических параметров, б^дет состоять из нескольких дистилляционных аппаратов АДЖ (как минимум 3), технических Еесов с точностью взвешивания 0,1 г, экспериментального макета проницаемости, а также установки по измерению УЭС и прибора по определению карбонатности РГЗ-I. Такой набор аппаратуры позволяет в течение суток исследовать 12-15 метров колонки керна при отборе из нее образцов через 0,5 м. Это, примерно, соответствует одному долблению. Исследование можно выполнять на керне, отбираемом в скважинах, пробуренных на ПЖ с водной и нефтяной основой. При исследовании керна, отобранного на ПЖ с нефтяной основой, определя-'ется остаточная водонасыщенность и УЭС пород. Для этапа оперативной интерпретации наиболее характерно исследование керна, отобранного в скважине, заполненной ПЖ с водной основой. Технология исследования керна на ПЖ с водной основой состоит в следующем. Керн, уложенный из керноприемной трубы е геологический ящик, сразу же переносится в балок-лабораторию, где после незамедлительного отмы-Еания водой от ПЖ описывается геологом экспедиции. После макроописания поднятой колонки керна от збранные для исследования образцы временно консервируются путем помещения в полиэтиленовые пакеты. По окончании подготовительных работ на отобранной коллекции керна выполняют измерения УЭС. Проводятся взвешивания керна на технических весах на воздухе и в растворе. Тем .самым определяется внешний

f

объем образцов. Взвешенные образцы помещаются в камеры аппаратов АфК для дистилляции воды и нефти из керна и определения их объемов. После охлаждения и взвешивания сухого образца рассчитывается

• • ' - 19 -

пористость, нефтегазонасыщенность керна. Следующей операцией по исследованию полноразмерного керна является определение его проницаемости по газу на приборе газопроницаемости. По окончании этой операции осуществляется определение карбонатности на приборе РГЗ-1, для чего от коллекции сухих образцов керна откалываются фрагменты керна. Последним видом исследований является.определение состава природного газа, выделяемого из керна, на' хроматографе ХПМ-4.

Для разработки технологии использования данных при экепресс-исследовакиях керна в комплексе с другой геологической, геофизической и технологической информацией для решения стоящих задач были Еыбраны продуктивные отложения, Ескрытые скважинами на Лесчано-озерской (остроЕ Колгуев, ТПП), Южно-Тамбейской, Северо-Тамбейской и БованенкоЕской (полуостров Ямал, Западно-Сибирская НГП) площадях. Выбор объектов исследования основан на уникальности месторождений и различном характере" их насыщения (нефтеносные, газовые, газоконденсатные).

.Технология выделения продуктивных коллекторов по данным экспресс исследований керна базируется на том, что при вскрытии продуктивного (нефтбгэзонасшценного) пласта на ПЖ с водной основой в результате опережающего проникновения фильтрата ПЖ происходит частичное замещение фильтратом ПЖ углеводородных компонентов, первоначально находящихся в поровом пространстве керна. В процессе подъема керна на поверхность внутрипоровое давление снижается до атмосферного. Газ, находящийся - в керне, многократно расширяется и выталкивает часть подвижных флюидов. Поровое пространство керна, поднятого на поверхность, заполнено водой, фильтратом ПЖ и определенным количеством невытесненных углеводородов. Зафиксированные

экспресс-методами параметры невытесненных углеводородов являются информационной основой для оценки характера насыщения пласта. Для решения этой задачи применяются диагностические значения коэффициентов нефте- и газонасыщенности, устанавливаемые путем сопоставления данных ГИС, экспресс-исследований керна с результатами испытаний.

Рассмотрим выделение кефтенасыщенных пластов экспресс-методами з отложениях чаркабожской свиты Песчаноозерской'площади.

исследуемые отложения представлены грауваккоЬыми мелкозернистыми песчаниками со сложнопостроенной структурой.порового пространства. Характерными особенностями этих отложений являются высокие значение пористости (до 24 %), остаточной водонасшценности (до 80 2), повышенные значения минеральной плотности (2,71-2,75 г/см-5). Удельные электрические сопротивления нефтенасыщенных пластов (2-4 Ом.м) сравнимы- с удельным сопротивлением водоносных пород (1-3 Ом.м). Эти и некоторые другие особенности не позволяют достоверно выделять продуктивные пласты по стандартным методикам интерпретации данных ГИС. Задачу выделения в таких разрезах нефтеносных пластог-коллекторов (особенно первых поисковых и разведочных) можно выполнить лишь на основе данных, получаемых при экспресс-иссле-доеэниях керна. В диссертации приведены примеры, ' подтверждающие ьышаупомянутый тезис. Один из них - по скв. № 23 Песчаноозерской площади. По скв. А 23 Песчаноозерской площади в интервале 1645-17Я2 м выделяются пласты-коллекторы по кривым кавернометрии и каротажа ПС. Однако оценить характер насыщения выделенных коллекторов не представляется возможным (кривая ИК не информативна). При испытании интервала 1695-1706 м из него получены притоки нефти с еодой дебитамч: нефти - 8,1 м^/сутки, воды - 7,6 м^/сутки. По дан-

ным экспресс-исследований керна коллектор представлен пластом песчаника толщиной 9 м,' пористостью в среднем 20 %, газопроницаемостью (1-40)-10~3 мкм2, газонасыщенностью 2-12 % и нефтенаснщен-ностью 1-14,4 % (при среднем 6,3 %). Полученные по керну значения К^, можно считать результатом неполного вытеснения из керна фильтратом ПЖ и принятых как диагностические.

Проводилось сопоставление данных ГКО экспресс-исследований керна с результатами испытания пласта, вскрытого скважиной 104 в интервале 1726-1734 м. При испытании этого пласта песчаника, имеющего пористость 14,9-26,5 % (в среднем 21,3 %), газопроницаемое от (1-60)10 ^ мкм , нефтенаснщенностъ, равную нулю, был получек приток воды дебитом 8,7 м3/сутки. Зти и другие данные позволила установить для песчаников чаркабожской свиты Песчаноозерского месторождения диагностические значения для выделения з разрезе нефте-насыщенных пластов: К^ = 15-24 %, К^ - (1-50)Ю~3 мкм2, -3-14 %, Кр = 0-15 %. Для водоносных пластов диагностические значения соответственно равны: Кд = 15-24 %, К^ = (1-1Б0)-10--3 мкм2, Кц =.0 Кр = 0-15 %. . '

Использование установленных диагностических значений при оценке характера насыщения пластов позволило Еыделить по скв. 23 Песчаноозерской площади в интервале 1646,5-1731,7 м 5 водоносных пластов-коллекторов и 6 нефтеносных пластов-коллекторов.

Опробование аппаратурно-методического комплекса в скважинах Западной Сибири (полуостров Ямал) позволило провести выделение газоносных пластов экспресс-методами в отложениях танопчинской свиты нижнего мела. Эти отложения представлены полимиктовыми песчаниками, алевролитами, аргиллитами. Для установления диагностических признаков для оценки характера насышания пластов были вы-

браны отложения танопчинской свиты, вскрытые скважиной 94 Южно-Тамбейской площади. В интервале 2515-2530 м по этой скважине выделен как по ГИС, так и по данным экспресс-исследований, пласт песчаника толщиной 5 м как коллектор. Испытания на трубах интервала 2521-2526 м позволили получить значительные промышленные притоки газа. По данным экспресс-исследований керна ФЕС керна составляют: пористость 12-22 % (при среднем значении 18 %), газопроницаемость (10-60)-10~3 мкм2, газонасвдэййость составляет 21-43 % (при среднем значении 32,8 %), нефтенасьпцёшюсть 0,5-1,7 %. Эти и другие данные позволили установить для песчаников танопчинской свиты Южно-Тамбейской площади диагностическое значения для выделения в разрезе газонасыщенных пластов: Кп = 11-25 %, К^ = (I-60)IQ~3 мкм2, = 0-1,5 %, Кр = 20-43 %.

Использование установленных диагностических . значений для оценки характера газонасыщенности пород позволило 'выделить по скв. Л 101 в интервале 2545-2560 м и А 108 в интервале 1900-1930 м Южно-Тамбейской площади газонасыщенные пласты-коллекторы, по скв. Jé 32 в интервале 2735-28QÓ м - водоносные пласты-коллекторы.

Опробование комплекса аппаратур^ и экспрессных' методик в отложениях ачимовской свиты на скв. J6 135 БоЕаненковской площади в интервале 2941-2967 м, представленном переслаиванием пластов песчаника с пластами алевролита и аргиллита, позволило также установить следующие диагностические значения для выделения газоконден-сатных пластов: ^ - П-2Ь %', К^ - (1-60)10"^ мкм2, Кд - 2-8 %, Kj, = 20-65 %. - "

В четвертой ^лаве изложены результаты внедрения комплекса в производственных условиях.

С января 1988 года в Ямальской ГЗ организован петрофизический

отряд, оснащенный комплектом аппаратуры для определения ФЕС на полноразмерном керне': '1 тремя аппаратами АДЖ, макетом прибора газопроницаемости, установкой по измерению УЭС керна, прибором для определения карбонатности РГЗ-1. Отряду были переданы для работы экспрессные методики для определения ФЕС керна; проведено обучение сотрудников отряда в реальных полевых условиях на ряде скважин. Отряд работал под научным контролем специалистов ВНИГИКа, в том числе и автора диссертации. За период 1983-1990 гг. проведено экспресс-исследование керна из интервалов отбора на 80 скважинах Южно-Камбейской, Северо-Тамбейской и других площадях.

Внедрение комплекса в Поморской ГЭ началось в [933 г. Петро-физическая лаборатория оснащена аналогичным комплектом аппаратуры и методик определения ФЕС полноразмерного керна; проведено обучение сотрудников в реальных условиях, осуществлялся научный конт7 роль со стороны ВНИГИКа. Экспресс-исследования по эпределению ФЕС пород, выделению коллекторов и оценке характера их насыщения в Ямальской ГЗ и Поморской ГЭ стали к настоящему врекени регулярными.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Итогом диссертационной работы является разработанный аппара-турно-методический комплекс определения ФЕС попноразмерных образцов керна непосредственно на скважине. Получены следующие научно-практические результаты.

I. Разработана методика экспресс-определения пористости водо-насыщенных образцов керна путем оценки суммарного содержания флюидов в порах по отношению к объему образца. Абсолютная,погрешность определения составляет (1,5-2) % пористости.

2. Разработана методика.экспресс-определения пористости водо-, нефтегазонасыщенных образцов керна путем определения объемной плотности образцов с учетом минеральной плотности породы. Абсолютная погрешность определения составляет I % пористости. Абсолютная погрешность имеющегося аналога составляет 2-3 % пористости.

3. Разработана методика экспресс-определения коэффициентов нефтегазонасыщенности водо-, нефтегазонасыщенных полноразмерных образцов керна. Относительная погрешность определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности составляет соответственно ± (10-3) % и ± (30-15) % для пород с пористостью 10-22 %. Относительная погрешность методов определения нефте- и газонасыщенности по шламу можно оценить в 40-60 %. ■ ■

4. Разработаны рабочий макет прибора и методика определения газопроницаемости образцов керна путем подачи газа через площадку на боковой поверхности керна внутрь образца. Относительная погрешность определения составляет ± 30 % для однородных пород с газо-

—"з ■ ?

проницаемостью (1-500)10 -тм . Относительная погрешность косвенного метода определения газопроницаемости для однородных пород с аналоггчной газопроницаемостью составляет 60-100.% и более.

5. На основе определений фильтрационно-емко'стных свойств пол-коразмерных образцов керна, 'данных ГИС и результатов опробования скважин на трубах предложены диагностические признаки характера насыщенности пластов-коллекторов исследованных местороадений ТПП и Западной Сибири.

6. Проведено опробование и внедрение аппаратуры и методики в производственных условиях.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Минерализация поровой воды, полученной из образцов кернг при вытеснении ее маслом. - В сб.: Использование материалов геофизических исследований скважин при комплексной интерпретации. М., Недра, 1986, с. 86-90, (совместно с Поведским В.А.)

2. Изменение пористости пород при воздействии эффективного давления на образцах различного размера. - Тезисы докладов областной НПК. ЗапСибНИГНИ, г.Тюмень, 1987, с. 132-133 (совместно с Орловым .Л.И., Топорковым В.Г.).

3. Применение экспрессной оценки пористости и остаточной нефтегазонасыщенности по керну ь процессе бурения. - Тезисы докладов

'областной КПК. ЗапСибНИГШ, НТО "Горнов", г.Тюмень, 1938, о. 90-ПТ (совместно с Орлоьым Л.И., Топорковым В.Г.).

4. Экспрессные методы изучения пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности керна на скважине. - В сб.: Оперативная интерпретация материалов ГИС: состояние, проблемы, пути повышения эффективности, г.Тверь, 1991, с. 87-91 (совместно с Орловым Л.И., Топорковым В.Г.).

. 5. Экспрессные методы изучения пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности образцов керна на скважине. - В сб.: Новые разработки в технологии геофизических исследований нефтегазоразве-дочных скважин, г.Тверь, 1992, с. 30-37.