СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ РАСПОЛОЖЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ ФАЗ В ПРОДУКТИВНЫХ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТАХ Российский патент 1997 года по МПК E21B49/00 

Предлагаемое изобретение относится к способам выявления расположения углеводородных газожидкостных фаз в продуктивных карбонатных пластах и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.

Известны способы выявления взаимного расположения углеводородных газожидкостных фаз с помощью ряда геофизических методов исследования скважин (ГИС): нейтронно-гамма-метода (НГМ), нейтрон-нейтронного метода (импульсного) (ИННМ), нейтронного метода (НМ), термометрии, газометрии, диэлектрического и акустического метода, а также способ определения взаимного расположения газообразной и жидкой углеводородный фаз в продуктивных карбонатных толщах, основанный на литологическом или физико-химическом определении нефтенасыщенности кернового материала [1 7]
Недостатками данных способов являются: невысокая точность и надежность определения взаимного расположения углеводородных газообразных и жидких фаз, обусловленная отсутствием значительного различия в удельном электрическом сопротивлении между нефте- и газонасыщенными пластинами; незначительным различием в водородсодержании газа и нефти, особенно при увеличении пластового давления до величин, характерных для глубин более 3 км, на которых находится большинство вновь открываемых месторождений; малой глубиной проникновения нейтронных методов и зависимостью получаемых результатов от наличия или отсутствия обсадной колонны, цементного камня, кольматации пристеночного слоя буровым раствором, поровых характеристик породы, а также количества и качества погребенной и пластовой воды. Кроме того, проведение ГИС, как правило, связано с остановкой работы скважины и требует немалых материальных и людских затрат. Недостатками метода определения взаимного расположения углеводородных газожидкостных фаз в продуктивных карбонатных толщах по литологическому или физико-химическому определению нефтенасыщенности кернового материала являются: отсутствие четких граничных критериев выделения границы раздела газообразной и жидкой углеводородной фазы, т.к. в нефтяных месторождениях 100% порового объема заполнено подвижной жидкой и неподвижной твердой фазой, а о интерпретации интервала иногда очень значительного с содержанием жидкой и твердой фазы от 31 до 99% ничего не сообщается; кроме того, в главной части продуктивного пласта, как правило, находятся многочисленные древние водо-нефтяные контакты (ДВНК), мощность которых может достигать 40% мощности продуктивных коллекторов, содержание в них битума может значительно превосходить 30% хотя соответствующий керн безусловно поднят из газовой части залежи; наконец, при поднятии керна и работе с ним (особенно в случае легких нефтей с большим газовым фактором) значительная часть жидких флидов может испариться, что обязательно приведет к занижению результатов по нефтенасыщенности, вплоть до отнесения образца, поднятого из жидкофазной зоны к газовой зоне.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому является способ определения взаиморасположения газообразной и жидкой углеводородных фаз, основанный на литологическом выявлении в шлифах, изготовленных из кернового материала, капельных битумов высокой степени метаморфизма диаметром от 0,008 мм до 0,1 мм в количествах от 0,5 до 5,0% к поровому объекту породы [8]
Недостатками известного способа являются малая оперативность, связанная с изготовлением большого количества шлифов и их изучением литологическими методами, техническая невозможность изготовления шлифов из кернового материала, подвергнувшегося глубоким вторичным процессам в зонах ДВНК, а также необходимость наличия персонала, овладевшего данной методикой.

Целью предлагаемого изобретения является повышение надежности, оперативности и точности определения взаимного расположения газообразной и жидкой углеводородных фаз в продуктивных карбонатных толщах.

Поставленная цель достигается описанным способом выявления взаимного расположения углеводородных газо-жидкостных фаз в продуктивных карбонатных пластах, согласно которому определяют степень совершенства кристаллического строения кальцита, коррелирующую с размерами блоков когерентного рассеяния и изменяющуюся от 0,85 до 3,2 (размер блоков когерентного рассеяния от 120 до 90 нм) для газообразной фазы и изменяющуюся от 3,3 до 4,3 (размер блоков когерентного рассеяния от 90 до 67 нм) для жидкой фазы.

Существенное отличие предлагаемого способа от известных состоит в том, что в фазовом состоянии углеводородов в любом месте залежи судят по степени совершенства кристаллического строения кальцита, определенного рентгеноструктурным анализом порошков, приготовленных из кернового материала, коррелирующую с размерами блоков когерентного рассеяния и изменяющуюся от 0,85 до 3,2 (размер блоков когерентного расстояния от 120 до 90 нм) для газообразной фазы и изменяющуюся от 3,3 до 4,3 (размер блоков когерентного расстояния от 90 до 67 нм) для жидкой фазы.

Новизна заявляемого технического решения заключается в том, что в качестве показателя фазового состояния углеводородной системы в продуктивных карбонатных толщах служит степень совершенства кристаллического строения кальцита, коррелирующая с размерами блоков когерентного рассеяния и изменяющаяся от 0,85 до 3,2 (размер блоков когерентного рассеяния от 120 до 90 нм) для газообразной фазы и изменяющаяся от 3,3 до 4,3 (размер блоков когерентного рассеяния от 90 до 67 нм) для жидкой фазы.

Известно, что поступление углеводородов в ловушку, заполненную до этого пластовой водой, происходило дискретно, отведенными порциями, преимущественно за счет вертикальной миграции. Появление в ловушке каждой новой порции углеводородов сопровождалось оттеснением пластовой воды и формированием прогрессивного ДВНК, легко обнаруживаемых по характерным литофизическим признакам. Разрушение углеводородных месторождений при прорыве части углеводородов через породы покрышки или замки структуры сопровождается компенсированием пластовой водой уменьшения объема углеводородов с формированием регрессивного ДВНК. Количество ДВНК определяется этажом нефтегазоносности и может достигать нескольких десятков. Чередование прогрессивных и регрессивных ДВНК носит случайный характер, хотя и обусловлено вполне конкретными глобальными причинами. Суммарная мощность древних ВНК достигается 50% от общего этажа нефтегазоносности месторождения.

Каждый древний ВНК имеет мощность порядка 10 м и, независимо от размеров ловушки, отчетливо наблюдается на горизонтальном срезе блока залежи на породном уровне, хотя насыщение пород углеводородами существенно различается в активных и застойных зонах.

Каждый древний ВНК подразделяется на две подзоны: верхнюю - разуплотнения, мощностью 5 7 м, и нижнюю цементации, мощностью 3 5 м. Обе подзоны представляют собой тонкослоистые системы, отражающие этапы стабилизации залежи, когда вследствие массообмена углеводороды концентрируются в верхней части контакта, а вода вытесняется в нижнюю часть.

Начальная стадия формирования подзоны разуплотнения происходит при значительной кислотности среды. Значительная кислотность среды обеспечивается концентрированием в вытесняемой из подзоны пластовой воде растворенных кислотных газов и, прежде всего, сероводорода и углекислого газа. В кислой среде происходит растворение минералов карбонатных пород, относящихся к ультраосновным горным породам. В результате наблюдается потеря объемной плотности породы и одновременное увеличение порового объема от 2 6% до 40 - 50% и выше. На более поздней стадии формирования подзоны разуплотнения вследствие растворения большего количества карбонатов происходит не только нейтрализация кислотных свойств пластовой воды, но и сдвиг pH в щелочную область вследствие образования растворов солей, составленных из сильных основных металлов и слабых кислотных остатков.

Постепенное оттеснение пластовых вод из формирующейся подзоны разуплотнения вниз после смены pH с кислотной реакции на щелочную вследствие нарушения ионного равновесия после смешения с уже имеющимися там водами с щелочной реакцией, приводит к формированию подзоны цементации, расположенной непосредственно за подзоной разуплотнения.

В подзоне цементации происходит перекристаллизация и вторичное металлообразование. В результате в ней сверху вниз идет последовательное выпадание карбонатов, сульфатов и галоидов. Поровый объем при этом уменьшается до 0,5 2% и менее. Начальная стадия формирования подзоны цементации происходит при значительной щелечности среды, которая обеспечивается гидролизом солей, вытесненных из подзоны разуплотнения. На более поздних стадиях формирования подзоны цементации вследствие вторичного минералообразования pH среды начинает вновь понижаться и образование в подошве подзоны цементации пирито-кремниевых конкреций происходит уже в кислой среде (pH примерно 3).

В реальных условиях земной коры становление каждого ДВНК, как правило, включает 2 4 уровня, поскольку прогрессирующее заполнение ловушек даже одной порцией углеводородов часто имело прерывисто колебательный характер. Более того, при стабилизации древних ВНК в реальных условиях часто имеет место наложение друг на друга двух или нескольких регрессивных и прогрессивных контактов в самых различных сочетаниях подзоны.

Формирование подзоны разуплотнения каждого ДВНК сопровождается выделением газовой фазы в формирующемся свободном объеме с поршневым оттеснением нефти и формированием газожидкостного контакта (ГЖК), расположенного несколько выше ВНК. Таким образом, газовая фаза в любом месторождении повторяет своими очертаниями с одной стороны геометрию ловушки, а с другой совокупность зон максимальных разуплотнений. При этом газовая фаза может, в принципе, быть пересечена горизонтальными подзонами цементации, содержащими, возможно, только жидкую углеводородную фазу, что нередко приводит к ошибкам при определении взаиморасположения углеводородных фаз традиционно существующими методами.

Растворение карбоната кальция в подзоне разуплотнения достаточно сложный процесс, в котором в первую очередь растворению подвергаются кристаллы с малой степенью совершенства кристаллической структуры, что вполне оправдано термодинамически, ибо такие образования имеют большую свободную энергию. В результате доля кристаллов кальцита с повышенной степенью совершенства строения кристаллической структуры в газовой части месторождения повышается по сравнению с объектами, заполненными конденсатом и нефтью, что и может служить поисковым признаком взаиморасположения углеводородных фаз в продуктивных карбонатных толщах. Процессы перекристаллизации карбоната кальция в подзоне цементации лишь усиливают этот процесс при формировании прогрессивных ДВНК, т. к. вновь отлагающийся кальцит кристаллизуется крупными кристаллами с высокой степенью совершенства. Мощности, не затронутые процессами на ДВНК, но находящиеся в газовой зоне, обладают исходной (не обогащенной) концентрацией кальцита с определенной степенью совершенства кристаллической структуры. В случае прогрессивного отступления газовой фазы (изменение термодинамических условий, состава или прорыва части углеводородов через породы покрышки) контактирование более совершенных и даже исходных кристаллов кальцита с жидкими углеводородами приводит к их раскристаллизации с образованием либо исходного кальцита, либо кальцита с еще более низкой степенью совершенства кристаллический структуры, что может быть объяснено целым рядом до конца еще не выясненных физико-химических превращений, например расклинивающего эффекта.

Таким образом, повышенная степень совершенства кристаллического строения кальцита может сохраниться лишь в продуктивной толще, занятой газообразными углеводородами.

Известно, что рентгенографическое определение параметров совершенства кристаллического строения материалов нашло широкое практическое применение, в частности, в металловедении, с использованием отечественных установок типа ДРОН.

Условия дифракции рентгеновских лучей описывает уравнение Брегга-Вульфа
nλ = 2d_(hkl)sinθ (1)
При отражении рентгеновского излучения с длиной волны λ от плоскостей с межплоскостным расстоянием d(hkl) дифракционные лучи возникают лишь под углами
q_n= arcsin(nλ/2d_(hkl))
где n число длин волн в разности хода лучей.

Каждое кристаллическое вещество будет обладать определенным набором дифракционных максимумов интерференционных линий соответствующей ширины. Расширение интерференционных линий происходит при наличии в образце напряжений второго рода, а также измельчении блоков когерентного рассеяния.

Микронапряжения напряжения второго рода уравновешиваются в объемах материала, размер которого равен размеру блоков или зерен. При этом отношение получило название величины искажения второго рода.

Областями когерентного рассеяния считают области кристалла с правильным строением, когерентно расслаивающие рентгеновские лучи, т.е. участки кристалла с правильным периодическим расположением атомов. Блоки могут быть меньше видимых под оптическим микроскопом частиц.

На ширину интерференционных линий влияет расходимость первичного пучка, наложение или неполное расщепление α₁ и α₂ дублета.

Величина B истинное уширение линии (свободное от размытия вследствие наложения дублета α₁ и α₂ связана с b истинным геометрическим уширением и β
истинным физическим уширением выражением
Функции g(x), f(x) аппроксимируются
Для определения размеров блоков D и величины микроискажений используют 2 рентгеновских линии, которые представляют собой два разных порядка отражений от одной плоскости. Вначале измеряют общую экспериментальную ширину линий рабочего образца и эталона, затем, воспользовавшись графиком поправок на α₁ и α₂ дублет (фиг. 1) рассчитывают B истинную общую ширину линий рабочего образца и b эталона.

Далее, по графику зависимости β/B от b/B находят β истинное физическое уширение линии рабочего образца (фиг. 2).

Размеры блоков D и величин микроискажений определялись с применением выражения из работы [7] Уширение от микроискажений N(x) описывается распределением Гаусса , функция блочности M(x) распределением Коши 1/1+αx².

Физическое уширение делится на части n и m, обусловленные микроискажениями и блочностью.

Для линий двух порядков

В работе [10] найдена корреляция между отношением интегральных интенсивностей дифракционных максимумов величинами ε и D. Изменение от 0,6 до 1,2 соответствует изменению D от 300 нм до 200 нм.

Для исследованных образцов пород, представляющих собой порошки, подсчитаны значения изменяющиеся от 0,85 до 4,3. По двум крайним значениям k 0,85 и k₂ 4 (образцы 4 и 22) подсчитаны по вышеприведенной методике размеры блоков D и микронапряжений ε

Коэффициент совершенства кристаллического строения может служить показателем совершенства структуры и является критерием для дифферентации продуктивных карбонатных пород в зависимости от фазового состава заполняющих их углеводородов. Подсчитанный коэффициент совершенства как в диапазоне газообразной углеводородной фазы, так и в диапазоне жидкой углеводородной фазы, изменяется скачкообразно, в зависимости от глубины вторичных процессов, прошедших в пласте. При этом не отмечено практически ни одного "вылета" значений степени совершенства за соответствующий заявляемый диапазон.

Нижний предел степени совершенства кристаллического строения кальцита в области газообразных углеводородов, равный 0,85 (размер блоков когерентного рассеивания 120 нм) обусловлен, с одной стороны максимальной химической активностью кислых вод, существовавших во время формирования ДВНК-ГЖК, с другой стороны, максимальной химической устойчивостью к растворению наиболее совершенных форм кальцита в этих зонах. Верхний предел степени совершенства кристаллического строения кальцита в области газообразных углеводородов, равный 3,2 (размер блоков когерентного рассеяния 90 нм) обусловлен минимально возможной концентрацией кислых компонентов в пластовых водах в зонах ДВНК-ГЖК, способных привести к минимальному разуплотнению, достаточному для выделения углеводородов в газообразную фазу.

Верхний предел степени совершенства кристаллического строения кальцита в области жидких углеводородов, равный 4,3 (размер блоков когерентного рассеяния 67 нм), обусловлен максимальным разложением высококристаллических форм кальцита в зоне скопления жидких углеводородов. Нижний предел степени совершенства кристаллического строения кальцита в области жидких углеводородов, равный 3,3 (размер блоков когерентного рассеяния 90 нм), обусловлен частичным разложением высококристаллических, возможно, исходных форм кальцита в области скопления жидких углеводородов, но уже делающих невозможным выделение углеводородов в самостоятельную газообразную фазу.

В реальных условиях, вполне возможно существование узкой переходной зоны одновременного существования газообразной и жидкой углеводородной фазы в пределах изменения степени совершенства кристаллического строения кальцита от 3,2 до 3,3. Однако, поскольку размеры этой зоны незначительны по сравнению с размерами основных зон, в предлагаемом изобретении значения указанного диапазона степени совершенства кристаллического строения округлялись либо до 3,2, либо до 3,3, т.е. размерами переходной зоны пренебрегали.

Известные способы определения степени совершенства кристаллического строения [11] не позволяют достичь подобных результатов, т.к. они разрабатывались либо для металлов, либо для выработки монокристаллов, что делало невозможным их применение к осадочным породам.

Перечисленные трудности удается преодолеть если выявление взаиморасположения газообразных и жидкостных углеводородных фаз в продуктивных карбонатных пластинах осуществлять по степени совершенства кристаллического строения кальцита в керновом измельченном материале.

Такое техническое решение обеспечивается в предлагаемом способе.

Способ выявления взаиморасположения газообразных и жидкостных углеводородных фаз в продуктивных карбонатных пластах иллюстрируются следующими примерами.

Пример 1. Из скважины 41 Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения из продуктивного интервала с абсолютных глубин 4847-4854 м был поднят керн, породы известняк (кальцит), с количеством микропримесей (доломит, ангидрит) < 1 мас. Керн был истолчен, рассеян, гомогенизирован в спиртовом растворе, высушен и подвергнут рентгеноструктурному анализу при ДРОН-3 (Cu -излучение, ν счетчика 1/8 град. в минуту, диапазон 100 имп/с, n бумаги 720 мм/час). Степень совершенства кристаллического строения кальцита оказалась равной 0,85 (размер блоков когерентного рассеяния 120 нм). Исследованный диапазон был идентифицирован как прослой, заполненный газовой углеводородной фазой. Опыт тщательного опробования разведочной скважины 41 КНГКМ, накопленный в течение нескольких лет, использованный в подсчете запасов и отраженный в утвержденной карте опробования скважин, однозначно свидетельствует о наличии в указанном интервале только газообразной углеводородной фазы.

Источники информации
1. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика под редакцией В.М.Запорожца. М. Недра, 1983, 591 с.

2. Б.Ю.Вендельштейн, Г.М.Залоева, И.И.Царева и др. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа. М. Недра, 1985, 248 с.

3. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник под редакцией В.М.Добрынина м. Недра, 1988, 476 с.

4. Э. Е. Лукьянов. Исследование скважин в процессе бурения. М. Недра, 1987, 248 с.

5. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений М. Недра, 1978, 256 с. (научный редактор Я.Н.Босин)
6. Скважинная ядерная геофизика. Справочник геофизика под редакцией В.М. Запорожца. М. Недра, 1978, 248 с.

7. А.Г.Дурмишян. О связанной нефти в газовых и газоконденсатных пластах. нефтяное хозяйство, 7, 1967, с. 37-41.

8. Л.В.Цивинская, Ю.П.Борисевич, О.А.Кулакова, В.Е.Чемоданов, И.А.Леонтьев А. С. 1670112 Способ выявления газожидкостных контактов в продуктивных пластах.

9. Г. К.Кривоконева. Связь между рентгенографическими характеристиками, степенью совершенства и формой кристаллов кальцита. Основные проблемы теоретической и прикладной минералогии. М. 1985.

10. Рентгенография в физическом металловедении. Под редакцией Ю.А.Багаряцкого. Москва, Металлургиздат, 1961.

11. С.С.Горелик, Л.Н.Расторгуев, Ю.А.Скопов. Рентгенографический и электронооптический анализ. Москва, Металлургия, 1970.

Применение: для выявления расположения углеводородных газожидкостных фаз в продуктивных карбонатных пластах в нефтяной и газовой промышленности. Сущность изобретения: способ включает извлечение кернового материала из скважины, изготовление из образца кернового материала порошка, который подвергают рентгено-структурному исследованию и определяют степень совершенства кристаллического строения кальцита с учетом размеров его блоков когерентного рассеяния. При этом считают, что изменение степени совершенства кристаллического строения кальцита от 0,85 до 3,2 и соответственно размеров блоков когерентного рассеяния от 120 до 90 нм соответствует газообразной фазе, а изменение степени совершенства от 3,3 до 4,3 и размеров блоков когерентного рассеяния от 90 до 67 нм соответствует жидкой фазе продуктивного карбонатного пласта. 2 ил.

Способ выявления расположения углеводородных газожидкостных фаз в продуктивных пластах, включающий бурение скважины, извлечение кернового материала, изгoтoвлeниe и исследование образца из кернового материала, отличающийся тем, что для выявления местонахождения углеводородной газовой и жидкостной фаз в карбонатных пластах, из образца кернового материала приготавливают порошок, подвергая который рентгеноструктурному исследованию определяют степень совершенства кристаллическогo строения кальцита, с учетом размеров его блоков когерентного рассеяния, при этом считают, что изменение степени совершенства кристаллического строения кальцита от 0,85 до 3,2 и соответственно размеров блоков когерентного рассеяния от 120 до 90 нм, соответствует газообразной фазе, а изменение степени совершенства от 3,3 до 4,3 и размеров блоков когерентного рассеяния от 90 до 67 нм соответствует жидкой фазе продуктивного карбонатного пласта.