Смачиваемость и методы ее определения для сложнопостроенных пород-коллекторов природных резервуаров нефти и газа

На правах рукописи
БОРИСЕНКО СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ
СМАЧИВАЕМОСТЬ И МЕТОДЫ ЕЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДЛЯ
СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ
ПРИРОДНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТИ И ГАЗА
Специальность 25.00.10 – «Геофизика, геофизические методы
поисков полезных ископаемых»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание учёной степени
кандидата технических наук
Тверь  2019
Работа
выполнена
в
обществе
с
ограниченной
ответственностью
«Арктик-ГЕРС».
Научный руководитель:
Топорков Владимир Георгиевич
доктор геолого-минералогических наук, ООО
«Арктик-ГЕРС», научный консультант
Официальные оппоненты:
Афанасьев Виталий Сергеевич
доктор
ООО
технических
наук,
«Геоинформационные
профессор,
технологии
и
системы», заместитель генерального директора по
научной работе
Зубков Михаил Юрьевич
кандидат геолого-минералогических наук, доцент,
ООО «Западно Сибирский Геологический Центр»,
директор.
Ведущая организация:
Филиал
ООО
«ЛУКОЙЛ
Инжиниринг»
«ПермНИПИнефть» в г. Перми
Защита диссертации состоится 11 декабря 2019 г. в 17:00 на заседании учёного
совета Д 212.200.05 при ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина»
по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, дом 65, корп. 1, ауд. 1212.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГАОУ ВО «РГУ нефти и
газа (НИУ) имени И.М. Губкина» и на официальном сайте http://www.gubkin.ru.
Автореферат разослан «
» октября 2019 г.
Учёный секретарь
диссертационного совета, кандидат
геолого-минералогических наук
Хохлова Мария
Сергеевна
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
Смачиваемость является весьма значимым, но часто недооцениваемым параметром при петрофизических исследованиях и интерпретации данных ГИС.
Неучет смачиваемости в гидрофобизированных коллекторах часто приводит к
неверной оценке насыщенности, и, как следствие, к ошибкам при подсчете запасов. При этом особенно проблемными являются переходные зоны, характеризующиеся высокими значениями остаточной нефтенасыщенности, в которых
подвижным флюидом является вода. Отсутствие информации о характере смачивания позволяет рассматривать эти зоны в качестве продуктивных с высокими коэффициентами нефтегазонасыщенности. При этом результаты изучения
керна могут вносить дополнительные искажения вследствие того, что методики
исследований керна, закрепленные в действующей нормативной документации,
разрабатывались по большей части для терригенных гидрофильных коллекторов Западной Сибири, во многом устарели и часто непригодны для целых классов геологических объектов.
К сожалению, традиционно смачиваемость рассматривается лишь в контексте разработки месторождений как важный фактор, влияющий на динамические процессы и массоперенос флюидов в пласте, приводящий, например, к
быстрому обводнению в гидрофобизированных пластах, снижению темпов добычи и другим осложнениям при заводнении, и достаточно редко в связи с проблемами геофизики.
Смачиваемость как петрофизическая характеристика начала привлекать
активное внимание отечественных и зарубежных исследователей примерно с
1950-х годов. Для оценки смачиваемости был разработан ряд экспериментальных методик от прямых измерений краевого угла смачивания до множества вариаций способов пропитывания образцов горных пород водой, нефтью или газом. Следует отметить, что каждый метод разрабатывался для определенных
классов геологических объектов (обычно гранулярных терригенных коллекторов) и функционирует в рамках индивидуальных ограничений. Тем не менее, в
большинстве случаев в отечественной лабораторной практике массово используются методы ОСТ 39-180-85 и Амотта вне зависимости от типа исследуемого
объекта. Данные методы показывают высокую результативность в породах с
поровым типом пустотного пространства, имеющих высокие фильтрационноемкостные свойства (ФЕС). Однако, в последнее время исследователи все чаще
вынуждены работать с объектами, со сложнопостроенным пустотным пространством с дифференцированными поверхностными свойствами (почти весь
спектр карбонатных пород), а также с, так называемыми, «нетрадиционными»
коллекторами нефти и газа, исследование которых требует применения нестандартных лабораторных методов и комплексного подхода. Исходя из этого разработка научных основ для комплексов исследования смачиваемости в сложнопостроенных природных резервуарах нефти и газа является актуальной задачей.
3
Цель работы
Целью данной работы является разработка научно-методических основ
исследования смачиваемости сложнопостроенных пород-коллекторов нефти и
газа комплексированием лабораторных методов определения смачиваемости с
литолого-петрофизическими методами исследования структуры пустотного
пространства.
Основные задачи исследований
1.
2.
3.
4.
5.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
Анализ современных методик исследования смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа.
Анализ вещественного состава сложнопостроенных кремнисто-глинистых и карбонатных пород-коллекторов.
Анализ структуры пустотного пространства сложнопостроенных карбонатных и кремнисто-глинистых пород-коллекторов.
Обоснование комплексов методов определения смачиваемости сложнопостроенных карбонатных и кремнисто-глинистых пород-коллекторов.
Оценка содержания органического вещества в объеме органоминеральной
матрицы кремнисто-глинисто-керогеновых пород по данным комплекса
исследований керна методами ядерной магнитной релаксометрии и рентгенофазового анализа.
Методы решения поставленных задач
1.
2.
3.
Анализ и обобщение отечественного и зарубежного опыта определения
смачиваемости горных пород в лабораторных условиях.
Комплекс литолого-петрофизических лабораторных методов исследования кернового материала, в том числе: Горного бюро США (USBM),
Амотта, ОСТ 39-180-85, адсорбции, ЯМР, ртутной порометрии, микротомографии, имидж-анализа шлифов, РФА и другие.
Статистическая обработка и интерпретация данных.
Объекты исследования
Комплексы методов исследования смачиваемости сложнопостроенных
карбонатных пород-коллекторов рассматривались на примере отложений фаменского яруса верхнего отдела девонской системы (D3fm) Центрально-Хорейверского поднятия Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Комплексы
методов исследования смачиваемости сложнопостроенных кремнисто-глинисто-керогеновых пород рассматривались применительно к породам баженовской свиты Приобского поднятия, Красноленинского и Сургутского сводов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Научная новизна работы
1.
Обоснован дифференцированный подход к оценке смачиваемости различных литотипов сложнопостроенных коллекторов.
4
2.
3.
4.
5.
Предложен комплекс методов для определения смачиваемости различных
литотипов сложнопостроенных карбонатных коллекторов, учитывающий
неоднородность их строения и сложную структуру пустотного пространства.
Показана взаимосвязь смачиваемости литотипов сложнопостроенных
нефтенасыщенных карбонатных коллекторов со структурой их пустотного пространства.
Разработан комплекс методов для определения смачиваемости пород баженовской свиты, учитывающий сложный вещественный состав и низкую
проницаемость органоминеральной матрицы.
Проведена оценка содержания органического вещества в объеме органоминеральной матрицы пород баженовской свиты комплексированием результатов исследований керна методами ядерно-магнитной релаксометрии и рентгенофазового анализа.
На публичную защиту выносятся следующие положения и результаты:
1.
2.
3.
4.
Структура пустотного пространства и вещественный состав пород являются факторами, влияющими на смачиваемость сложнопостроенных
нефтенасыщенных карбонатных и кремнисто-глинисто-керогеновых пород.
Комплекс методов для совместного определения смачиваемости и структуры пустотного пространства различных литотипов сложнопостроенных
нефтенасыщенных карбонатных коллекторов, учитывающий неоднородность их строения.
Комплекс методов для определения смачиваемости кремнисто-глинистокерогеновых пород, учитывающий их сложный вещественный состав и
низкую проницаемость.
Метод оценки содержания органического вещества в объеме органоминеральной матрицы кремнисто-глинисто-керогеновых пород по данным
комплекса исследований керна методами ядерно-магнитной релаксометрии и рентгенофазового анализа.
Фактический материал и достоверность результатов
В основу работы положены результаты исследования керна 30 скважин,
вскрывших породы пласта D3fm Тимано-Печорской провинции (ТПП) и 5 скважин – породы баженовской свиты Западно-Сибирской провинции. База данных
литолого-петрофизических исследований включает в себя результаты рутинных измерений более 11 тыс. стандартных и полноразмерных образцов керна,
специальных исследований – порядка 1.2 тыс. образцов, комплексных исследований характеристик пустотного пространства – более 500 образцов.
Достоверность научных выводов и результатов подтверждается использованием большой выборки фактического материала, известных проверенных методик измерения, математического моделирования и обработки данных, сертифицированного и поверенного оборудования. Полученные результаты демонстрируют хорошую сходимость с данными, полученными другими методами
исследования. Для обработки массивов данных использовалось следующее
5
программное обеспечение: Excel (Microsoft), OriginPro 8 (OriginLab), Sapfir
(«Арктик-Герс»), Mathcad 15 (PTC).
Практическая значимость работы и личный вклад
Работа выполнялась автором более десяти лет. Положенный в основу исследований фактический материал, был получен лично автором, либо при его
непосредственном участии в процессе работы в петрофизической лаборатории
ООО «Арктик-ГЕРС». В работах, опубликованных в соавторстве с коллегами,
соискателю принадлежит участие в постановке, планировании и решении поставленных задач, а также выбор объектов исследований, анализ, интерпретация и обобщение полученных результатов.
В результате работы была создана обширная база данных литолого-петрофизической информации, которая явилась основой для дальнейшего изучения
влияния гидрофобизации поверхности пустотного пространства на подсчетные
параметры, а также массоперенос флюидов.
Предложенные разработки целесообразно использовать при проведении
специальных исследований на керне в петрофизических лабораториях, а полученные результаты учитывать при построении геологических моделей залежей
и использовать их как при подсчете запасов, так и создании проектов разработки
месторождений нефти и газа. Геологические модели залежей, закладываемые в
основу проектов разработки месторождений углеводородов, требуют корректного учета характера смачивания пород в разрабатываемых залежах.
Внедрение в производство
Результаты работы легли в основу научно-исследовательского проекта по
анализу причин высокой обводненности месторождений Тимано-Печорской
провинции.
С использованием разработанных подходов на настоящее время исследован керновый материал более 20 месторождений Западно-Сибирской, ТиманоПечорской, Лено-Тунгусской провинций, а также шельфа острова Сахалин.
Комплексы исследования смачиваемости коллекторов со сложнопостроенным пустотным пространством применяются в петрофизической лаборатории ООО «Арктик-ГЕРС». Методика расчета коэффициентов смачиваемости из
параметров спектров ЯМР используется при комплексных исследованиях динамических процессов.
Апробация работы
По теме диссертации были сделаны доклады на следующих научных конференциях и семинарах: юбилейной международной конференции «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы», посвященная 100-летию со дня рождения профессора В.Н. Кобрановой (г. Москва, 27 – 28 мая 2010
г.); научно-практическом семинаре «Современное состояние аппаратурного
комплекса ГИС, геофизических и петрофизических исследований для обеспечения ГРР нефтегазовых месторождений» (г. Тверь, 31 марта – 06 апреля 2013 г.);
научно-практическом семинаре «Современные возможности геофизических и
петрофизических
исследований
при
решении
актуальных
задач
6
геологоразведки нефтяных месторождений» (г. Москва, 19 – 23 мая 2014 г.);17й международной научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2015» (г. Геленджик, 07 – 10 сентября 2015 г.); научно-практическом семинаре «Современный
комплекс геофизических технологий при поисках, разведке и разработке месторождений нефти, газа и твердых полезных ископаемых» (г. Пунта-Кана, Доминиканская республика, 28 октября – 08 ноября 2015 г.); научно-практическом
семинаре «Целесообразность и необходимость выполнения определенных видов исследования параметров на керне для овладения приемами и навыками составления программ работ по исследованию керна. Современные методы и технологии исследования керна» (г. Тверь, 06 – 10 июня 2016г.); 1-й международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования
нефтегазовых пластовых систем (SPRS-2016)» (г. Москва, 12 – 14 сентября 2016
г.); 18-й международной научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2016» (г.
Геленджик, 12 – 15 сентября 2016 г.); 5-й международной научно-технической
конференции «Проблемы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных месторождений» (г. Санкт-Петербург, 24 – 25 ноября 2016
г.); 2-й научно-практической конференции «Цифровой керн: от образа к модели» (г. Москва, д. Сколково, 21 марта 2017 г.); 19-й международной научнопрактической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2017» (г. Геленджик, 11 – 14 сентября 2017
г.); 2-й международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем (SPRS-2018)» (г. Москва,
19 – 21 сентября 2018 г.); всероссийской научно-технической конференции
«Геофизическая разведка-2019. Новые идеи. Технологии. Кадры» (г. Дубна, 4 –
5 апреля 2019 г.).
Публикации
По теме диссертации опубликовано 18 работ, из них 6 – в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, 7 – в изданиях, входящих в базу данных международного цитирования Scopus.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения,
списка литературных источников из 164 наименований, изложена на 172 страницах машинописного текста, включает 79 рисунков и 13 таблиц.
Благодарности
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю
д. г.-м. н. Топоркову Владимиру Георгиевичу за квалифицированные советы и
консультации, а также всестороннюю поддержку при работе над диссертацией.
Автор искренне признателен своему учителю к. т. н. Рудаковской Светлане Юрьевне за постоянное внимание к работе, критические замечания и консультации. Огромную благодарность автор выражает д. г.-м. н. Постниковой
Ольге Васильевне за неоценимую помощь и методические рекомендации.
7
Автор благодарен к. г.-м. н. Богданович Наталье Николаевне за постоянное внимание, ценные замечания и возможность работы над объектами баженовской
свиты, к. ф.-м. н. Кошкину Павлу Вячеславовичу за ценные замечания и квалифицированную помощь при выполнении работы.
Автор также выражает свою благодарность и искреннюю признательность
ученым и специалистам: д. г.-м. н. А. В. Постникову, И. Ю. Ломаковой,
к. г.- м. н. К. Ю. Оленовой, к. т. н. А. В. Малинину, к. г.-м. н. Е. В. Козловой,
А. Е. Козионову, О. И. Шаровой, к. г.-м. н. М. С. Хохловой, Е. П. Симоненко,
С .С. Долгиреву, И. И. Хасанову, к. г.-м. н. Д. В. Коросту, к. г.-м. н. П. С. Куляпину, а также всем сотрудникам ООО «Арктик-ГЕРС» за помощь в сборе первичной информации и геолого-геофизических материалов.
Диссертация посвящается светлой памяти к. э. н. Ряховского Виктора
Алексеевича.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы,
сформулирована цель и основные задачи исследований, научная новизна работы, практическая значимость и защищаемые положения.
В первой главе расмотрена проблема смачиваемости горных пород-коллекторов нефти и газа и основные лабораторные подходы к ее определению.
Понятие смачиваемости породы подразумевает преимущество того или иного
флюида к заполнению малых пор и каналов, а также к контакту с породой. Различают однородный и неоднородный тип смачивания, каждый из которых разделяется на подтипы (Таблица 1).
Таблица 1 – Типы смачиваемости
Гомогенная
(однородная)
Смачиваемость
Гетерогенная
(неоднородная)
Гидрофильная – смачивание водой
Нейтральная (промежуточная)
Гидрофобная – смачивание нефтью
Смешанная (фракционная) – одновременное
наличие гидрофильных и гидрофобных
участков поверхности
Избирательная – малые поры гидрофильны,
гидрофобные участки образуют непрерывные пути в крупных порах
Микроструктурная – смешанная смачиваемость на микроуровне
С середины XX в. отечественными и зарубежными специалистами был
разработан ряд экспериментальных методик от прямых измерений краевого
угла смачивания до множества вариаций способов пропитывания образцов горных пород водой, нефтью или газом. В различное время вклад в изучение поверхностных свойств горных пород внесли К. И. Багринцева, Н. Н. Богданович,
Б. Ю. Вендельштейн, З. В. Волкова, Н. С. Гудок, Т. Ф. Дьяконова, А. А. Злобин, В. Н. Кобранова, Д. А. Кожевников, Н. Н. Михайлов, М. Д. Розенберг,
8
В. Г. Топорков, Б. И. Тульбович, А. Я. Хавкин, М. М. Элланский, W. Anderson,
E. Amott, D. Boneau, R. Brown, L. Cuiec, E. Donaldson, A. Fogden, R. Freedman,
M. Kumar, N. Morrow, R. Salatiel, и многие другие.
Методы определения смачиваемости, непосредственно связанные с измерением краевого угла, достаточно трудоемки и обычно требуют для исследования шлифованных пластин породы. Обычно в петрофизических лабораториях
используется широкий спектр косвенных методов, которые призваны оценить
интегральную характеристику свойств поверхности горной породы и, в качестве результата, дают некий индекс, неявно связанный с краевым углом смачивания.
В отечественной петрофизической практике в качестве основных методов
определения смачиваемости наиболее часто используются метод ОСТ 39-18085 и, реже, метод Амотта. Причем первый обладает существенными недостатками и обоснованно критикуется многими учеными, но является единственным,
закрепленным в отраслевой нормативной документации. Однако достоверные
результаты он показывает только в породах с поровым типом пустотного пространства, имеющих высокие ФЕС. При этом гораздо более совершенные метод
Горного бюро США (USBM) и его улучшенная версия «комбинированный метод Амотт-USBM» практически не используются. Более того, область интересов исследователей в последнее время смещается в сторону объектов с трудноизвлекаемыми запасами, обладающими сложнопостроенным пустотным пространством с дифференцированными поверхностными свойствами, а также, так
называемых, «нетрадиционных» коллекторов нефти и газа, исследование которых требует применения нестандартных лабораторных методов и комплексного
подхода. Любой метод функционирует в рамках индивидуальных ограничений.
Поэтому попытки использовать одинаковые подходы для исследования различных геологических объектов закономерно будут приводить к получению искаженных или недостоверных результатов.
Неоднородность строения, масштабный эффект и сложность пустотного
пространства карбонатных коллекторов диктуют необходимость комплексных
решений при определении смачиваемости, на что указывают многие исследователи. Более того, неоднородность свойств поверхности может приводить к смешанной или избирательной смачиваемости в рамках даже одного образца керна.
Породы баженовской свиты помимо сложной структуры пустотного пространства, обладают многокомпонентным органоминеральным составом. Ситуация
дополнительно осложняется тем, что для пород баженовской свиты отсутствует
общепринятая обоснованная методическая база проведения петрофизических
исследований. Последний период характеризуется увеличением количества
публикаций, касающихся изучения баженовской свиты, однако многие проблемы еще только предстоит решить. Как, например, актуальной проблемой является изучение смачиваемости различных литотипов баженовской свиты.
В этих условиях необходим комплексный подход к оценке смачиваемости
различных литотипов сложнопостроенных коллекторов, учитывающий особенности их вещественного состава и структуры пустотного пространства. В связи
с вышеизложенным в настоящей работе разработаны научные основы
9
комплексного подхода к определению смачиваемости сложнопостроенных пород-коллекторов.
Во второй главе рассматриваются проблемы исследования смачиваемости продуктивных нефтенасыщенных интервалов пород-коллекторов фаменских отложений верхнедевонской системы Тимано-Печорской провинции
(ТПП). Породы кальцитового состава обладают сложнопостроенной фильтрационно-емкостной системой, в которой сочетаются межформенные и внутриформенные поры, каверны, участки развития микропористости, кроме того, часто осложненные развитой системой трещин. Основными литотипами, формирующими коллектор, являются известняки биогермные строматопоровые с комковатым заполнителем (баундстоуны) с размерами межформенных пустот от 10
до 300 мкм и известняки сферово-водорослевые и комковато-водорослевые
(грейнстоуны, баундстоуны) с размерами пустот до 50 мкм. Также в указанных
разностях отмечаются крупные пустоты сложной конфигурации, которые, повидимому, представляют собой пустоты выщелачивания и каверны.
Смачиваемость исследовалась методами ОСТ 39-180-85 и Амотта на коллекциях неэкстрагированных, экстрагированных и искусственно состаренных
образцов керна. Можно заметить (Рисунок 1, А), что при измерениях методом
ОСТ 39-180-85, который отражает исключительно способность смачивания породы водой, большая часть образцов обладает гидрофобным и преимущественно гидрофобным типами смачиваемости вне зависимости от подготовки
образца. В то же время одновременный учет смачивания как водой, так и углеводородными жидкостями через расчет индексов Амотта-Харви (метод Амотта)
показал (Рисунок 1, В), что та же коллекция образцов характеризуется преимущественно гидрофобным и промежуточным типами смачиваемости. Также
наблюдается смещение пика распределения индексов Амотта-Харви экстрагированных образцов, что подтверждает факт влияния горячей экстракции на поверхностные свойства пород.
Расхождение полученных результатов по данным разных методов для
ряда образцов дает основание предположить о неоднородности поверхностных
свойств, то есть о гетерогенном типе смачивания. Так как метод Амотта не может разрешить гомогенный промежуточный и гетерогенный смешанный типы
смачиваемости, необходимо привлечение более совершенных и чувствительных инструментов.
Третья глава посвящена углубленному исследованию смачиваемости пород из нефтенасыщенных интервалов коллекторов отложений D3fm ТПП. Комплекс методов исследования смачиваемости и распределения пор по размерам
был призван охватить максимально широкий диапазон пор для учета масштабного эффекта, а также ограничений отдельных методов и включал в себя метод
Горного бюро США (USBM), ЯМР, ртутную порометрию, рентгеновскую микротомографию, имидж-анализ петрографических шлифов. Перераспределение
и величина флюидонасыщенности на каждой ступени теста USBM фиксировались методом ЯМР, селективность которого обеспечивалась применением «тяжелой воды» – оксида дейтерия. Использование «тяжелой воды» как водной
фазы в опыте USBM позволило осуществить разделение сигналов воды и нефти
на спектре Т2: вследствие различия резонансных частот ядер водорода и
10
дейтерия сигнал релаксационной кривой отражает исключительно нефтенасыщенность.
30
Подготовка образцов:
Неэкстрагированные n = 70
Экстрагированные n = 100
Состаренные n = 55
20
10
0
0.2
0.4
0.6
0.8
30
В
Относительная частота, %
Относительная частота, %
А
Подготовка образцов:
Неэкстрагированные n = 70
Экстрагированные n = 100
Состаренные n = 55
20
10
0
-1.0
1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
Индексы Амотта-Харви J
Показатели смачиваемости М по ОСТ 39-180-85
Рисунок 1 – Результаты сопоставления показателей смачиваемости по ОСТ 39-18085(А) и индексов Амотта-Харви (В) для целевых коллекций образцов отложений
D3fm ТПП
По результатам литолого-петрофизических исследований в нефтенасыщенных интервалах коллекторов отложений D3fm ТПП были выделены три
коллекторские зоны (Рисунок 2, А), связанные с концентрацией известняков
комковато-водорослевых. Комплексные исследования смачиваемости проводились на целевых коллекциях неэкстрагированных, экстрагированных и искусственно состаренных образцов керна. Распределение значений индексов USBM
подтверждает гипотезу о преимущественной смешанной смачиваемости исследуемых пород (Рисунок 2, В).
Газопроницаемость
литотипов (неэкстрагированный керн):
Относительная частота, %
40
строматопоровый каркас (n = 960)
комковатый заполнитель плотный,
переходный тип (n = 810)
комковатый заполнитель
пористый (n = 400)
30
20
10
0
0.1
1
10
100
1000
В
Относительная частота, %
А
50
Подготовка образцов:
Неэкстрагированные n = 95
Экстрагированные n = 31
Состаренные n = 30
40
30
20
10
0
-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
Индексы USBM W
Газопроницаемость, мД
Рисунок 2 – Выделение коллекторских зон по ФЕС (А) и результаты сопоставления
индексов USBM (В) для целевых коллекций образцов отложений D3fm ТПП
В результате совместной интерпретации результатов исследования смачиваемости (Рисунок 3, Рисунок 4) и характеристик пустотного пространства
(Рисунок 5) был определен фактор размера пор, влияющий на поверхностные
свойства, для разных литотипов нефтенасыщенных интервалов пород-коллекторов отложений D3fm ТПП. Неоднородность строения нефтенасыщенных
11
литотипов пород коллекторов отложений верхнего девона ТПП влияет на различия в протекании процессов вытеснения нефти водой и воды нефтью.
В известняках строматопоровых сильно гидрофильными являются поры,
внутриформенные и межформенные поры с радиусами до 30 мкм. В порах, размером от 50 мкм, соответствующим межформенной пустотности, замещение
флюидов может происходить только при достижении высоких значений оборотов центрифуги, то есть при высоких капиллярных давлениях (Рисунок 3). Интегральная смачиваемость образцов этого литотипа – гидрофильная. Для исследования смачиваемости пород данного литотипа метод ОСТ 39-180-85 непригоден вследствие низких ФЕС.
Известняки комковато-водорослевые обладают наиболее разнообразными
типами пустот: микропорами, межформенными и внутриформенными порами,
кавернами и трещинами. Межформенные поры и каверны размером от 160 мкм
являются гидрофобизированными, что иллюстрируется смещением спектров
ЯМР в область коротких времен релаксации (Рисунок 4) на первых ступенях
вытеснения нефти водой в тесте USBM (от 0.5·104 кПа), которое сохраняется в
том числе и в процессе вытеснения воды нефтью. Это объясняется контактом
нефти с поверхностью пор данного размера, что приводит к увеличению вклада
канала поверхностной релаксации в общий релаксационный процесс и сдвигу
спектра в область коротких времен Т2. Вода же (оксид дейтерия) находится в
середине крупных пор и не имеет контакта с поверхностью. В случае отсутствия
групп пор указанного размера подобных сдвигов спектров ЯМР не наблюдается. Межформенные поры со средним радиусом 80 мкм могут быть частично
гидрофобизированы, но заметного влияния на смачиваемость не оказывают. В
течение центрифугирования замещение как воды нефтью, так и нефти водой,
происходит в них достаточно свободно.
Смешанная интегральная смачиваемость переходных литотипов нефтенасыщенных разностей отложений D3fm ТПП формируется сочетанием гидрофильных известняков строматопоровых и гидрофобизированных известняков
комковато-водорослевых. При этом наличие пустот более 160 мкм также приведет к сдвигу спектров ЯМР на первой ступени вытеснения нефти водой. Наличие большого количества строматопор в породах переходного типа, также приведет к непригодности метода ОСТ 39-204-86 для определения смачиваемости.
В литотипах, содержащих комковато-водорослевые участки, методы ОСТ 39180-85 и Амотта будут чувствительны в первую очередь к их смачиваемости,
так как давлений, которые развивает центрифуга в этих тестах недостаточно,
чтобы вовлечь пустоты строматопорового каркаса в динамические процессы.
Метод USBM отражает характеристику смачиваемости всего объема образца.
12
1
В подрисуночных подписях к рисункам 4, 5 применены следующие обозначения: М – показатель
смачиваемости по ОСТ 39-204-86, J – индекс Амотта-Харви, W – индекс USBM.
13
-8
50
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
80
Водонасыщенность, %
70
2
90
100
-3
2
0.1
1
насыщенность:нефть
kпр = 0.13·10 мкм
kп = 4.54%
10
100
0.1
1
100
3.27; kв = 56.17%
5.13; kв = 55.51%
7.39; kв = 55.07%
0.57; kв = 58.15%
0.82; kв = 57.49%
1.84; kв = 57.05%
0.20; kв = 58.81%
1000
0.05; kв = 59.25%
Время релаксации Т2, мс
10
10000
10000
Вытеснение воды нефтью
0.00; kв = 59.91%
5
Капиллярное давление, 10 кПа:
0.00
0.05
0.10
2
насыщенность:нефть
kпр = 0.13·10 мкм
-3
7.39; kв = 59.91%
1.84; kв = 59.25%
kп = 4.54%
5.13; kв = 59.91%
0.82; kв = 58.81%
0.15
3.27; kв = 59.69%
0.57; kв = 58.15%
0.20; kв = 57.27%
1000
0.05; kв = 56.39%
Время релаксации Т2, мс
Вытеснение нефти водой
0.00; kв = 54.84%
5
Капиллярное давление, 10 кПа:
0.00
0.05
0.10
0.15
Рисунок 3 – Кривые капиллярного давления и ЯМР-визуализация изменения нефтенасыщенности образца керна в
процессе теста USBM. Литотип «Известняки строматопоровые». 𝑀 = 0.91, 𝐽 = −0.09, 𝑊 = 0.401.
Распределение цвета на «тепловых картах» отражает изменение амплитуды спектров ЯМР
60
-3
насыщенность(ГИС):нефть
kпр = 0.13·10 мкм
kп = 4.54%
Вытеснение воды нефтью
Вытеснение нефти водой
Моделирование kво
Парциальная пористость, %
Парциальная пористость, %
Капиллярное давление, 10 кПа
5
14
-8
-6
-4
-2
0
2
4
6
8
0
-3
2
20
60
Водонасыщенность, %
40
насыщенность(ГИС):нефть
kпр = 146.04·10 мкм
kп = 12.72%
80
Вытеснение воды нефтью
Вытеснение нефти водой
Моделирование kво
100
-3
2
0.1
1
насыщенность:нефть
kпр = 146.04·10 мкм
kп = 12.72%
10
100
2
0.1
1
насыщенность:нефть
kпр = 146.04·10 мкм
100
3.27; kв = 13.83%
7.39; kв = 13.59%
0.57; kв = 18.75%
0.82; kв = 15.91%
1.84; kв = 13.95%
0.20; kв = 22.14%
1000
0.05; kв = 29.88%
Время релаксации Т2, мс
10
10000
10000
Вытеснение воды нефтью
0.00; kв = 69.96%
5
Капиллярное давление, 10 кПа:
0.00
0.25
0.50
0.75
-3
1.84; kв = 67.75%
kп = 12.72%
7.39; kв = 69.96%
0.82; kв = 61.18%
1.00
3.27; kв = 68.99%
0.57; kв = 57.29%
0.20; kв = 46.57%
1000
0.05; kв = 22.05%
Время релаксации Т2, мс
Вытеснение нефти водой
0.00; kв = 14.19%
5
Капиллярное давление, 10 кПа:
0.00
0.25
0.50
0.75
1.00
Рисунок 4 – Кривые капиллярного давления и ЯМР-визуализация изменения нефтенасыщенности образца керна в процессе
теста USBM. Литотип «Известняки строматопоровые». 𝑀 = 0.91, 𝐽 = −0.09, 𝑊 = 0.40.
Распределение цвета на «тепловых картах» отражает изменение амплитуды спектров ЯМР
Капиллярное давление, 10 кПа
5
Парциальная пористость, %
Парциальная пористость, %
1
0.4
0.001
0.2
0.6
0.5
1.5
0
0.4
0.001
0
1
10000
0
10000
1.5
0.1
1
10
100
1000
10000
0.6
А
Спектры ЯМР
Имидж-анализ шлифа
Ртутная порометрия
0.4
Радиус пор и поровых каналов, мкм
0.01
0.1
1
10
100
1000
0
0.001
Парциальная пористость,
%
Парциальная
пористость, %
0.5
1.5
2
1
0.001
2
0
1
10000
0
0.001
1
0.5
0.001
10000
1.2
0.2
0.6
А
Спектры ЯМР
Имидж-анализ шлифа
Ртутная порометрия
0.01
0.1
1
10
100
0
0.4
1000
Время релаксации Т2, мс
10000
1
0.8
0.6
0.4
0.2
0.2
0
0.001
1
Кп нас. = 3.6 %, Кп (ртутн. пором.).= 1.64%,
Кп шлиф = 1.24 %
(Известняки биогермные строматопорово-полифитные
с комковатым заполнителем (баундстоуны))
скв.
0.01Сихорейское
0.1 месторождение,
1
10 53
100
1000
0.001
0
Радиус пор и поровых каналов, мкм
0.01
0.1
1
10
100
1000
Кп нас. = 3.6 %, Кп (ртутн. пором.).= 1.64%,
Кп шлиф = 1.24 %
(Известняки
Спектры
ЯМР биогермные строматопорово-полифитные
с комковатым заполнителем (баундстоуны))
Имидж-анализ шлифа
Сихорейское месторождение, скв. 53
Ртутная порометрия
Микротомография
Радиус пор и поровых каналов, мкм
0.01
0.1
Спектры ЯМР
Имидж-анализ шлифа
Ртутная порометрия
Микротомография
0.01
0.1
1
10
100
1000
10000
В
10
100
Время релаксации Т2, мс
1000
2
Рис. 1.
Кп шли
(Извес
с комк
Сихоре
1
10000
В
1
Кп (D
Кп шл
(Изве
с ком
Сихор
10000
Время релаксации Т2, мс
2
0
10000
1
Рисунок 5 – Структура пустотного пространства известняков строматопоровых (А) и
комковато-водорослевых (В)
2
0
0
Индексы смачиваемости
USBM1 и формы
кривых
капиллярного
давления
0.001
0.01
0.1
10
100
1000
10000
Время релаксации Т2, мси искусственно состаренных
практически идентичны для неэкстрагированных
образцов. Для образцов, подвергавшихся горячей экстракции спиртобензольной
смесью, наблюдается небольшое смещение максимума распределения в сторону гидрофильности. Однако, окончательно разрешить вопрос о корректности
пробоподготовки можно только после исследований смачиваемости керна, отобранного по изолированной технологии с сохраненной естественной смачиваемостью.
Четвертая глава посвящена проблеме определения смачиваемости кремнисто-глинисто-керогеновых пород отложений баженовской свиты Приобского
поднятия, Красноленинского и Сургутского сводов Западно-Сибирской нефтегазоносной
провинции.
По
результатам
литолого-петрофизических
Светлой линией показан спектр ЯМР экстрагированного образца, полностью насыщенного водой,
построенный по оси Т2. Темной линией изображен тот же спектр, но построенный по оси радиусов
пор. Соотношение размера пор и времени релаксации для сдвига спектра (по сути, релаксационная
активность поверхности) получено в результате совместной интерпретации данных ЯМР, имидж-анализа шлифов и микротомографии.
2
15
100
Концентрация, %
0
10000
Радиус пор и поровых каналов, мкм
0.01
0.2
0.5
С
0.001
0.6
Пористость, %
Парциальная пористость,
%
Парциальная
пористость, %
10000
1.5
80
60
40
20
0
0.1
исследований баженовская свита условно разделяется на верхнюю, среднюю и
нижнюю зоны. Для нижней части характерно содержание глин от 0 до 18%. Породы средней части представлены силицитами, содержащими значительное количество радиолярий и продуктов их замещения, и характеризуются минимальным количеством глин (до 4%), высоким содержанием органического вещества
и коллекторскими свойствами. В верхней части баженовской свиты глинистость
увеличивается до 30%. Особенности строения пород баженовской свиты (сложный компонентный состав, низкая проницаемость, высокая хрупкость) делают
крайне затруднительным определение большинства петрофизических характеристик традиционными методами. В частности, для оценки смачиваемости неприменимо большинство интегральных методов, связанных с изменением фазовых насыщенностей. Из доступных методов остаются прямые измерения угла
смачиваемости («лежащая капля») и адсорбционный метод.
На целевой коллекции образцов были проведены массовые исследования
смачиваемости адсорбционным методом. В результате можно отметить, что
преобладают породы с гидрофильной и преимущественно гидрофильной смачиваемостью (Рисунок 6). При этом закономерностей между распределением
органического вещества, минеральных компонентов породы и коэффициентов
гидрофобизации по методу адсорбции (𝑘фб ) не выявлено.
Результаты являются крайне неоднозначными, особенно распределения
значений коэффициентов гидрофобизации, свидетельствующие о сильной гидрофильности средней зоны баженовской свиты, содержащей в своем составе до
30% (об.) органического вещества. Это позволяет сделать вывод об ограниченности (а в некоторых случаях и непригодности) адсорбционного метода для
надежного определения смачиваемости пород отложений баженовской свиты,
что влечет необходимость привлечения дополнительных инструментов для изучения смачиваемости. По мнению автора, неоднозначность коэффициента гидрофобизации заключается в его определении как разности количества адсорбированной воды экстрагированной и неэкстрагированной поверхностью, поэтому метод не учитывает органическую природу части матрицы породы. При
значительном количестве гидрофобных центров адсорбции (органического вещества) в составе органоминеральной матрицы количества адсорбированной
воды экстрагированной и неэкстрагированной поверхностям будет практически
одинаковыми, что приведет к нулевым значениям коэффициента гидрофобизации, соответствующим гидрофильной смачиваемости.
В пятой главе предложено решение проблемы определения смачиваемости пород баженовской свиты. Описанный подход к определению коэффициентов смачиваемости по данным метода ЯМР позволяет разрешить неопределенности коэффициентов гидрофобизации, связанные с распределением органического вещества и получить корректную информацию о лиофильности поверхности. Основная идея метода заключается в сопоставлении спектров ЯМР экстрагированных образцов керна баженовской свиты, насыщенных водой и керосином. Одним из каналов поперечной релаксации является поверхностная релаксация, определяющаяся свойствами поверхности пор (релаксационной активностью) и уменьшающая время релаксации для смачивающего флюида, содержащегося в образце. Таким образом, при гидрофильности поверхности
16
спектр водонасыщенного образца должен находиться в области меньших времен релаксации (и опционально иметь большую амплитуду), чем спектр керосинонасыщенного образа и, наоборот, при гидрофобности в область меньших
времен релаксации будет смещен спектр керосинонасыщенного образца. Для
того, чтобы формализовать качественное сопоставление спектров ЯМР, автором предлагается описывать сдвиг спектров друг относительно друга сдвигом
соответствующих значений среднелогарифмических времен (Рисунок 7):
∑ Δ𝑘п𝑖 ∙ 𝑙𝑛𝑇2𝑖
𝑙𝑜𝑔
𝑇2𝑚𝑒𝑎𝑛 = exp (
),
(1)
𝑘п
Здесь Δ𝑘п𝑖 – доля пористости, определяемая по спектру поперечной релаксации,
соответствующая времени релаксации 𝑇2𝑖 , 𝑘п – полная пористость по ЯМР.
В качестве параметра, характеризующего подобный сдвиг, был выбран логарифм отношения (по аналогии с коэффициентом USBM) среднелогарифмических времен спектров керосинонасыщенного и водонасыщенного образца, соответственно:
𝑜𝑖𝑙
𝑇2𝑚𝑒𝑎𝑛
(2)
𝑊 = 𝑙𝑔 𝑤𝑎𝑡𝑒𝑟
𝑇2𝑚𝑒𝑎𝑛
В большинстве случаев значения такого показателя обычно варьируют в
интервале от –1 до +1, причем отрицательные значения соответствуют гидрофобности, нулевое – нейтральной смачиваемости, а положительные – гидрофильности поверхности. Однако для удобства сопоставления c коэффициентом
гидрофобизации, полученным адсорбционным методом, изменяющимся в пределах от 0 до +1, полученную характеристику сдвига спектров можно пересчитать так, чтобы нулевое значение соответствовало гидрофильности, 0,5 –
нейтральной смачиваемости, а значения, близкие к 1 – гидрофобности поверхности:
𝑊+1
(3)
𝑊′ = 1 −
2
Видно, что коэффициенты смачиваемости изменяются в сторону гидрофобности с ростом содержания кварца и уменьшением глинистости (Рисунок
8 А). Веерообразная форма зависимости объясняется различным содержанием
органического вещества, ассоциированного с кремнистой составляющей: коэффициенты 𝑊′ возрастают с увеличением 𝐶орг (Рисунок 8 В). Таким образом,
смачиваемость пород баженовской свиты контролируется минерально-компонентным составом, а конкретно разнонаправленным влиянием глинистого и органического вещества.
Комплексированием результатов исследований керна баженовской свиты
Западно-Сибирской НГП методами ЯМР и РФА была проведена оценка содержания органического вещества в органоминеральной матрице. Базисом явился
постулат о том, что органоминеральная матрица сухого образца породы баженовской свиты является статистической смесью и ее минералогическая плотность подчиняется закону суммирования:
𝑚
(𝑠)
𝛿𝑚𝑖𝑛 = ∑ 𝑛𝑖 ∙ 𝛿𝑖
𝑖=1
17
,
(4)
где 𝛿𝑚𝑖𝑛 – минералогическая плотность органоминеральной матрицы,
(𝑠)
𝛿𝑖 – плотности отдельных компонентов, 𝑛𝑖 – их концентрации.
Рисунок 6 – Распределение коэффициентов гидрофобизации (адсорбционный метод) и
коэффициентов смачиваемости (метод ЯМР) по разрезу баженовской и георгиевской /
абалакской свит
В зависимости от стадии катагенетического преобразования кероген может обладать своей пористостью с различной связанностью. По этой причине
прямой расчет содержания органического вещества невозможен, так как измеренная минералогическая плотность образца породы баженовской свиты может
быть уменьшена наличием трудноудаляемых флюидов. Однако, метод ЯМР
18
позволяет регистрировать подвижные флюиды в том числе в закрытых и тупиковых порах и учитывать их в общей плотности породы.
Парциальная пористость, %
0.6
0.4
0
0.0
1
2
3
4
5
Среднелогарифмическое время, мс
0.2
0.1
1
10
100
Неэкстрагированный, сухой. Кп = 0.32%
Неэкстрагированный, насыщен керосином.
Кп = 3.71%
Экстрагированный, сухой. Кп = 1.96%
Экстрагированный, насыщен керосином.
Кп = 3.91%
Экстрагированный, насыщен водой.
Кп = 0.93%
1000
Время релаксации Т2, мс
Рисунок 7 – Парциальные спектры и среднелогарифмические времена образца породы георгиевской свиты при различной флюидонасыщенности.
𝑘фб = 0.001, 𝑊′ = 0.19
Микститы
В 1.0
Силициты
Сорг
0.8
0.6
0.4
Глинистость:
- менее 10%
- 30...50%
- 10...30%
- более 50%
0.2
0
0
20
40
60
Содержание кварца, %
80
100
Коэффициенты смачиваемости (k, W')
1
Карбонаты
Коэффициент смачиваемости W'
А
Коэффициенты:
гидрофобизации
(адсорбция)
смачиваемости
(ЯМР)
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
0
4
8
12
16
20
Содержание орг. вещества (Сорг), %
Рисунок 8 – Взаимосвязь коэффициента смачиваемости и содержания SiO2 в
породах баженовской свиты (А) и сопоставление значений коэффициентов
гидрофобности 𝑘фб и смачиваемости 𝑊′ с содержанием органического вещества 𝐶орг ,
определенного пиролитическим методом (B)
как:
Тогда содержание органического вещества в породе 𝑛С можно рассчитать
𝑁𝑀𝑅
𝑁𝑀𝑅
) + 𝑚𝑜𝑖𝑙
1 𝑚 − 𝛿𝑚𝑖𝑛 ∙ (𝑉 − 𝑘𝑝 ∙ 𝑉 − 𝑉𝑜𝑖𝑙
(5)
∙
,
𝑉
𝛿𝑘𝑒𝑟 − 𝛿𝑚𝑖𝑛
где 𝑉 – объем образца, 𝑚 – масса высушенного образца; 𝛿𝑚𝑖𝑛 – теоретическая
минералогическая плотность скелета породы без органического вещества, рассчитанная по закону суммирования (4) из средних значений плотностей
𝑛С =
19
𝑁𝑀𝑅
отдельных минералов, взятых с учетом их содержания в породе по РФА; 𝑚𝑜𝑖𝑙
𝑁𝑀𝑅
– масса нефти в образце, рассчитанная по данным ЯМР; 𝑉𝑜𝑖𝑙 – объем нефти в
образце по данным ЯМР; 𝑘𝑝 – пористость, измеренная газоволюметрическим
методом или методом жидкостенасыщения.
Поверочным методом определения содержания органического вещества в
органоминеральном комплексе пород был метод Rock-Eval. Получена линейная
связь 𝐶орг (ЯМР) = 2 ∙ 𝐶орг (𝑅𝑜𝑐𝑘 − 𝐸𝑣𝑎𝑙) с коэффициентом корреляции 𝑅 =
0.88 (Рисунок 9). Отклонение от биссектрисы может объясняться, во-первых,
тем, что для 𝐶орг (𝑅𝑜𝑐𝑘 − 𝐸𝑣𝑎𝑙) проценты массовые, а для 𝐶орг (ЯМР) – объемные, во-вторых, из-за неточной оценки плотности входящих компонентов или
их смесей. Например, учет SiO2 в модели ведется только по кварцу, в то время
как в породах баженовской свиты содержится также опал, неразличимый рентгеновским методом с меньшим значением плотности.
40
Сямр = 2Сорг
N = 63
Сорг (ЯМР), % об
30
20
10
0
0
10
20
30
Сорг (Rock-Eval), % масс
40
Рисунок 9 – Сопоставление значений концентрации органического вещества,
полученных комплексированием данных ЯМР и РФА с результатами пиролитических
исследований и распределение указанных величин по разрезу одной из скважин
(фрагмент планшета)
20
Такой подход после некоторой доработки можно использовать для петрофизического обеспечения ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) и расчета содержания органического вещества по данным расширенного комплекса ГИС.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Для выделенных по результатам литологических исследований литотипов
карбонатных пород нефтенасыщенных интервалов пород-коллекторов пласта
D3fm Тимано-Печорской провинции был разработан комплекс методов определения смачиваемости, параметров пустотного пространства и распределения в
нем флюидонасыщенности. Данный комплекс включает в себя USBM, ЯМР,
ртутную порометрию, рентгеновскую микротомографию, имидж-анализ петрографических шлифов. Селективность метода ЯМР обеспечивалась применением оксида дейтерия для приготовления моделей пластовой воды. В результате
можно сделать следующие основные выводы.
1.
Установлено, что размер пор, влияет на поверхностные свойства разных
литотипов нефтенасыщенных интервалов пород-коллекторов отложений
D3fm ТПП:
1.1. В известняках строматопоровых гидрофильными являются поры,
внутриформенные и межформенные поры с радиусами до 30 мкм. В
порах, размером более 50 мкм, соответствующим межформенной пустотности, происходят процессы замещения воды нефтью и нефти
водой только при достижении высоких значений капиллярных давлений. Интегральная смачиваемость образцов этого литотипа – гидрофильная. Для исследования смачиваемости пород данного литотипа метод ОСТ 39-180-85 непригоден.
1.2. В известняках комковато-водорослевых наличие межформенных
пор и каверн размером от 160 мкм значительно повышает вероятность гидрофобизации. Для всех исследованных образцов с подобным типом пустотного пространства наблюдается сильное смещение
спектров ЯМР в область коротких времен релаксации на первых ступенях теста USBM (от 0,5·104 кПа), которое сохраняется в том числе
и в процессе вытеснения воды нефтью. Это объясняется контактом
нефти с поверхностью пор данного размера, вода же находится в
объеме пор. Межформенные поры со средним радиусом 80 мкм могут быть частично гидрофобизированными, но заметного влияния на
смачиваемость не оказывают. В течение центрифугирования замещение как воды нефтью, так и нефти водой, происходит в них достаточно свободно.
1.3. Смешанная смачиваемость переходных литотипов отложений D3fm
ТПП формируется сочетанием гидрофильных известняков строматопоровых и гидрофобизированных известняков комковато-водорослевых. В литотипах, содержащих как строматопоровый каркас, так и
комковато-водорослевый заполнитель, методы Амотта и ОСТ 39180-85 чувствительны в первую очередь к смачиваемости участков
породы, приуроченных к известнякам комковато-водорослевым.
21
2.
Метод USBM отражает интегральную характеристику смачиваемости всего объема образца.
Индексы смачиваемости USBM и формы кривых капиллярного давления
практически идентичны для неэкстрагированных и искусственно состаренных образцов. Для образцов, подвергавшихся горячей экстракции
спиртобензольной смесью, наблюдается небольшое смещение в сторону
гидрофильности. Однако, окончательно разрешить вопрос о корректности
пробоподготовки можно только после исследований смачиваемости на
керне, отобранном по изолированной технологии с сохраненной естественной смачиваемостью.
Для выделенных по результатам литологических исследований литотипов
кремнисто-глинистых пород баженовской свиты Приобского поднятия, Красноленинского и Сургутского сводов был разработан комплекс методов определения смачиваемости и содержания органического вещества. Комплекс включает
в себя исследования методом ЯМР образцов с различным флюидонасыщением
(вода, керосин), а также рентгенофазовый анализ. При этом, поверочным методом определения содержания органического вещества в органоминеральном
комплексе пород был метод Rock-Eval. В результате можно сделать следующие
выводы.
1.
Смачиваемость пород баженовской свиты контролируется минеральнокомпонентным составом, а конкретно разнонаправленным влиянием глинистого и органического вещества. Увеличение содержания кремнистой
составляющей и ассоциированного с ней органического вещества приводит к гидрофобизации поверхности.
2.
Результаты определения коэффициентов гидрофобизации адсорбционным
методом противоречивы, что позволяет сделать вывод об ограниченной
применимости данного метода для изучения смачиваемости пород отложений баженовской свиты Западно-Сибирской НГП.
3.
Метод ЯМР позволяет разрешить неопределенности коэффициентов гидрофобизации и получить корректную информацию о лиофильности поверхности. Коэффициенты смачиваемости, рассчитанные из параметров
спектров ЯМР, увеличиваются (изменяются в сторону гидрофобности) с
ростом содержания кремнезема и органического вещества.
4.
Предложен способ определения содержания органического вещества в породах баженовской свиты на основе комплексирования методов ЯМР и
РФА. Концентрация органического вещества, рассчитанная по данным
ЯМР, коррелирует с результатами пиролитических исследований.
Карбонатные коллекторы со сложнопостроенным пустотным пространством и многокомпонентные коллекторы баженовской свиты несмотря на принципиальную разницу в строении обладают сходной проблематикой: они требуют нестандартных методических подходов к изучению смачиваемости в
связи с особенностями структуры и минерализации их пустотного пространства. Основой для комплексных методик исследования смачиваемости сложнопостроенных коллекторов послужил метод ЯМР. Его чувствительность к
22
контакту флюида с поверхностью пор позволила рассчитать коэффициенты
смачиваемости для пород баженовской свиты и оценить смачиваемость групп
пор определенного размера в литотипах карбонатных пород коллекторов ТПП.
Дальнейшие исследования по теме диссертации должны быть связаны, вопервых, с применением предложенных подходов на керне, отобранном по изолированной технологии с сохраненной естественной смачиваемостью, а во-вторых, с петрофизическим обеспечением исследования смачиваемости разрезов
методом ЯМК в сильном поле.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Издания из списка ВАК:
Рудаковская, С. Ю. Определение степени влияния калийхлорполимерной
и пресной ингибированной систем буровых растворов компании Бейкер
Хьюз Дриллинг Флюидс на фильтрационно-емкостные характеристики
пород / С. Ю. Рудаковская, А. С. Денисенко, С. А. Борисенко // НТВ «Каротажник». – 2008. – Вып. 12 (177). – С. 189 – 209.
Езерский, Д. М. Оценка водосодержания пород баженовской свиты /
Д. М. Езерский, А. Ю. Филимонов, С. А. Борисенко, С. Ю. Рудаковская,
Н. Н. Богданович, М. А. Остапчук // Нефтяное хозяйство. – 2015. – Вып.
10. – С. 38 – 43.
Топорков, В. Г. Исследование восстановления естественной смачиваемости горных пород с помощью ядерной магнитной релаксометрии и метода
горного бюро США (USBM) / В. Г. Топорков, С. Ю. Рудаковская,
П. В. Кошкин, С. А. Борисенко // НТВ «Каротажник». – 2016. – Вып. 8
(266). – С. 45 – 59.
Борисенко, С. А. Оценка лиофильности пород баженовской свиты методами адсорбции и ЯМР / С. А. Борисенко, Н. Н. Богданович, Е. В. Козлова, Д. Е. Заграновская // Нефтяное хозяйство. – 2017. – Вып. 3. – С. 12 –
16.
Борисенко, С. А. Оценка остаточной газонасыщенности с использованием технологии ядерной магнитной релаксометрии / С. А. Борисенко,
П. В. Кошкин, С. Ю. Рудаковская // НТВ «Каротажник». – 2017. – Вып. 6
(276). – С. 41 – 50.
Борисенко, С. А. Влияние морфометрических характеристик пустотного
пространства на смачиваемость пород-коллекторов отложений верхнего
девона тимано-печорской провинции / С. А. Борисенко, П. В. Кошкин,
С. Ю. Рудаковская // НТВ «Каротажник». – 2019. – Вып. 3 (297). – С. 104
– 116.
Другие научные издания:
Денисенко, А. С. Определение капиллярного давления по нефти/воде при
вытеснении-пропитке комплексным методом центрифугирования и ЯМРрегистрации / А. С. Денисенко, М. Ю. Рахманин, И. В. Андреев, Д. В. Копылов, С. А. Борисенко // Материалы международной конференции
23
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
«Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы», 27 – 28
мая 2010 г., Москва, М.: «РГУ НГ», 2010. – С. 54 – 56.
Топорков, В. Г. Использование метода ЯМР для получения литофациальных и петрофизических характеристик коллекторов нефти и газа /
В. Г. Топорков, М. Ю. Рахманин, С. А. Борисенко // Доклады научнопрактического семинара «Современный комплекс геофизических технологий при поисках, разведке и разработке месторождений нефти, газа и
твердых полезных ископаемых», 28 октября – 08 ноября 2015 г., г. ПунтаКана, Доминиканская республика. М.: «Ядерно-Геофизическое Общество», 2015. – С. 67 –75.
Топорков, В. Г. Оценка влияния бурового раствора на структуру пустотного пространства пласта методом ядерного магнитного резонанса /
В. Г. Топорков, П. В. Кошкин, С. А. Борисенко // Доклады научно-практического семинара «Современный комплекс геофизических технологий
при поисках, разведке и разработке месторождений нефти, газа и твердых
полезных ископаемых», 28 октября – 08 ноября 2015 г., г. Пунта-Кана, Доминиканская республика. М.: «Ядерно-Геофизическое Общество», 2015. –
С. 76 –81.
Баранова, О. А. Физико-химические методы исследования пород баженовской свиты / О. А. Баранова, О. И. Баранова, С. А. Борисенко, С. Ю. Рудаковская, Н. Н. Богданович, М. Ю. Спасенных, А. М. Плешаков // Материалы 17-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2015», г. Геленджик, 07 – 10 сентября 2015 г.
Топорков, В. Г. Особенности строения туронских отложений Западно-Сибирской платформы в свете новейших методов исследования оптической
микроскопии, РЭМ и ЯМР / В. Г. Топорков, Е. В. Постников, А. Д. Ермаков, С. А. Борисенко, М. Ю. Рахманин, П. В. Кошкин, А. В, Постников //
Тезисы 1-й международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем (SPRS-2016)»,
г. Москва, 12 – 14 сентября 2016 г. М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2016.
– С. 38.
Борисенко, С. А. Возможности применения метода ЯМР в совершенствовании лабораторных методик для оценки свойств горных пород / С. А. Борисенко, С. Ю. Рудаковская, П. В. Кошкин // Материалы 18-й научнопрактической конференции по вопросам геологоразведки и разработки
месторождений нефти и газа «Геомодель 2016», г. Геленджик, 12 – 15 сентября 2016 г.
Борисенко, С. А. ЯМР-релаксометрия в комплексе петрофизических исследований / С. А. Борисенко, П. В. Кошкин, С. Ю. Рудаковская // Нефть.
Газ. Новации. – 2017. – №1. – С. 30 – 36.
Борисенко, С. А. Определение смачиваемости пород баженовской свиты
методом ядерной магнитной релаксометрии / С. А. Борисенко, П. В. Кошкин, С. Ю. Рудаковская, Н. Н. Богданович // Материалы 19-й научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки
24
15.
16.
17.
18.
месторождений нефти и газа «Геомодель 2017», г. Геленджик, 11 – 14 сентября 2017 г.
Bogdanovich N. N. Mosaic Hydrophobization of the Surface of Organic-Mineral Matrix from Rocks of Bazhenov Formation / N. N. Bogdanovich,
S. A. Borisenko, E. V. Kozlova, M. Yu Spasennykh, S. Yu. Rudakovskaya //
paper of SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2017 (October 16 –
18, Moscow, Russia). – 17 Р. (SPE-187873-MS).
Борисенко, С. А. ЯМР-релаксометрия в комплексных исследованиях
сложнопостроенных и нетрадиционных коллекторов / С. А. Борисенко,
П. В. Кошкин, С. Ю. Рудаковская // Тезисы 2-й международной научнопрактической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем (SPRS-2018)», г. Москва, 19 – 21 сентября 2018 г.
М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2018. – С. 71.
Рудаковская, С. Ю. Методические подходы к исследованию керна с растворяющимся минеральным скелетом / С. Ю. Рудаковская, С. А. Борисенко, П. В. Кошкин // Тезисы 2-й международной научно-практической
конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем (SPRS-2018)», г. Москва, 19 – 21 сентября 2018 г. М.: ООО
«Газпром ВНИИГАЗ», 2018. – С. 82.
Мухаметдинова, А. З. Определение лиофобности поверхности пород баженовских отложений комплексом методов / А. З. Мухаметдинова,
Т. И. Карамов, Н. Н. Богданович, Е. В. Козлова, С. Ю. Рудаковская,
С. А. Борисенко // Материалы совместного научно-практического семинара EAGE/SPE 2019 «Наука о сланцах: теория и практика», 8 – 9 апреля
2019 г.
25