Способ определения нефтегазонасыщенности пород Советский патент 1985 года по МПК G01V9/00 

СдЭ

оо

СП

со

Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано при поисках и разведке залежей нефти и газа в осадочных отложениях.

Известен способ определения наличия нефти и газа в породах, в частности карбонатных, установления контура продуктивности отложений, определения газоводонефтяного контактов путем вскрытия их глубокими скважинами, проведения комплекса промыслово-геофизических исследований и испытания 1J.

Недостатки этого способа - сложность, отсутствие однозначного установления нефтегазонасыщенности, трудности выделения водонефтяного или газоводяного контактов. За счет глубокого проникновения бурового раствора в пласт в зоне развития наилучших коллекторов водоносные и нефтеносные пласты не всегда дифференцируются. В районах развития аномально высоких давлений необходимость применения при бурении тяжелых растворов приводит к задавливанию пористо-проницаемых пластов, в результате даже, при испытании не выявляется их нефтегазонасыщенность.

Наиболее близким к изобретению является способ определения нефтегазонасыщенности пород, заключающийся в том, что при бурении скважины отбирают керн, проводят макроописание, люминесцентнобиту.минологический анализ, определяют коллекторские свойства.

Люминесцентно-битуминологический метод применяется для обнаружения первичной диагностики и выяснения характера распределения углеводородов различного состава в горных породах. Он основанна зависимости,существующей между количественным и качественным составом битуминозных веществ, обладающих различными люминесцентными свойствами. В горных породах содержатся сингенетичные и эпигенетичные битуминозные вещества, но при оценке продуктивности отложений на нефть и газ важно установить эпигенетичную битуминозность, связанную с процессами миграции углеводородов через пористопроницаемые и трещиноватые породы 2.

Основные недостатки известного способа - трудность выявления легких нефтей и конденсатов, т.е. углеводородных флюидов, в которых отсутствует высокоциклическая ароматика и смолы, обладающие люминесценцией, невозможность установления наличия газообразных флюидов -из-за отсутствия люминисценции метано-нафтеновых углеводородов, неоднозначность интерпретации данных при одновременном высоком содержании сингенетичных и эпигенетичных битумов. Точность метода определяется правильным выбором эталонной коллекции, а при поисках и разведке месторождений в новых регионах это невозможно.

Цель изобретения - повыщение точности определения границ нефтегазонасыщенности и типа флюида, насыщающего породы.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения нефтегазонасыщенности пород, заключающемуся в том, что при бурении скважины отбирают керн, проводят макроописание, люминесцент,но-битуминологический анализ, определяют коллекторские свойства, на отдельных образцах из пористо-проницаемых интервалов перед определением коллекторских свойств измеряют величины краевых углов смачивания и при низких значениях угла 10-30° делают вывод о непродуктивности, а при значениях угла выще 75° - о нефтегазонасыщенности отложений, затем в выявленной нефтегазонасыщенной части разреза проводят дополнительное измерение величин краевых углов смачивания для пород-коллекторов и определяют поинтервально средние значения углов, по которым выделяют: пласты, содержащие газ или конденсат, по значению угла ,до 105°, пласты, содержащие нефть, по значению угла 105° и выще, границу газоводяного или водонефтяного контакта по значениям угла 10- 30°.

В основу способа положена взаимосвязь двух явлений: способность нефти и углево,дородных газов адсорбироваться горными породами и фобизировать внутреннюю поверхность порового пространства и неодинаковая степень гидрофобизации пород вследствие длительности процесса миграции углеводородов различного состава через осадочные толщи при формировании месторождений. При использовании этой особенности горных пород появляется возможность дифференцировать отложения и выделить разности внутри контура залежи, в различной степени гидрофобизированные за счет присутствия углеводородов различного состава и породы, которые сохранили типично гидрофильные свойства, так как они не подвергались воздействию нефти или углеводородных газов.

Эмпирически установлено, что общепринятое разделение на гидрофильные (краевой угол смачивания менее 90°) и гидрофобные {краевой угол более 90°) не может быть принято для пород, содержащих сухие и жирные углеводородные газы или нефть различного состава, экспериментами выявлена неодинаковая степень гидрофобизации внутренней поверхности порового пространства нефтегазоконденсатонасыщенных пород. За счет взаимодействия вещественного состава пород, жидких и газообразных углеводородов поверхностные свойства изменяются весьма значительно, поэтому в общепринятом диапазоне изменения смачиваемости следует выделить не две, а три зоны; типично гидрофильную без признаков движения углеводородов и взаимодействия с ними - величина краевого угла смачивания в этом случае колеблется в пределах 10-30° и редко достигает 50°; промежуточную, в которой за счет перемещения газа и газоконденсата (т.е. сухого и жирного углеводородных газов) и их воздействия на внутреннюю поверхность пород степень гидрофобизации относительно невысока, величина краевого угла смачивания возрастает и изменяется в пределах 76-130°; типично гидрофобную - краевой угол смачивания изменяется за счет присутствия в породах нефти от 90 до 150°.

Поскольку распределение нефти, конденсата и газов отличается неравномерностью, то степень гидрофобизации порового пространства пород также неодинакова и необходимо большое число замеров для определения истинной величины краевого угла смачивания. Наиболее информативна средняя величина краевого угла смачивания, которая в породах, подвергшихся воздействию газообразных углеводородов (газа или газоконденсата), достигает 80- 105°, и содержащих жидкие углеводороды (нефти различного состава) - 105° и более. Установлено, что для пород различных месторождений благодаря избирательному воздействию углеводородных флюидов на внутреннюю поверхность пустот и преобладающему составу сухих или жирных газов или нефтей эта величина ближе к одному из указанных пределов.

Очень важно оценить характер сообщаемости пористо-проницаемых нефтегазонасыщенных пластов между собой, что возможно на основании определения величины пластов между собой, что возможно на основании определения величины краевого угла смачивания по трещиноватым разностям. Трещиноватые разности пород характеризуются одновременным присутствием гидрофильных участков плотной матрицы и значительной гидрофобизацией полостей трещин, по которым происходит движение углеводородов различного состава (нефти, газа или конденсата).

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

При бурении первой поисковой или разведочной скважины отбирают керн из предлагаемо-перспективной толщи и проводят его макроскопическое описание, на основе которого выделяют пачки пород с однозначными фильтрационно-емкостными свойствами. До определения коллекторских параметров измеряют величину краевого угла смачивания, что позволяет обосновать продуктивность отложений на нефть и газ. Из каждой выделенной пористо-проницаемой пачки пород, начиная от верхней границы предполагаемо-перспективной толщи, отбирают отдельные образцы и на них измеряют известным способом краевые углы смачивания. На исследуемом образце получают не менее 20 замеров величин краевых углов.

Низкие значения краевых углов смачивания (10-30°) и однозначный характер гидрофильности пород по разрезу свидетельствуют об отсутствии углеводородов во всей изучаемой толще, либо докадывают непродуктивность на нефть и газ отдельных интервалов, в которых сохраняются гидрофильные свойства. Высокие значения краевых углов смачивания свыше 75° и устойчивый характер гидрофобизации породколлекторов по разрезу скважины свидетельствуют о наличии нефти или углеводородных газов в оцениваемой перспективной толще. Верхнюю границу нефтегазонасыщенности устанавливают по резкому сигнальному возрастанию величин краевых углов СП 10-30° до 76° и более, т.е. по переходу из зоны типично гидрофильных пород в зону гидрофобизованных. Положение газоводяного или водонефтяного контактов определяют по резкому сигнальному снижению величин краевых углов до 10-30° и появлению зоны, в которой одновременно сосуществуют породы как с низкими, так и с высокими значениями краевых углов, т е. типично гидрофильные и гидрофобные.

В пределах выявленной нефтегазонасыщенной части разреза для обоснования границ раздела фаз отбирают дополнительно образцы пород-коллекторов, по которым измеряют величины краевых углов смачивания и фильтрационно-емкостные свойства. Количество образцов зависит от мощности отложений и изменчивости литологофизических свойств пород. Затем дифференцируют разрез по одинаковым величинам краевого угла смачивания, поинтервально определяют средние значения краевых углов и выделяют: пласты, содержащие газ или конденсат, по значению угла до 105°, пласты содержащие нефть, по значению угла 105° и выше, и границу ГВК или ВНК по низким значениям угла 10-30°. Для оценки сообщаемости выделенных продуктивных интервалов отбирают образцы трещиноватых пород и указанным способом определяют средние величины краевых углов смачивания отдельно для плотной матрицы и полостей трещин. Установление высоких (более 75°) значений краевых углов доказывает, сообщаемость пористо-проницаемых нефтегазо. насыщенных интервалов между собой за счет перемещения углеводородов по трещинам. После установления границ раздела фаз и обоснования контактов проводят определение коллекторских свойств пород только в пределах выявленных нефтегазонасыщенных интервалов, что значительно

сокращает объем лабораторных исследований.

Пример. Определение нефтегазонасыщенности отложений среднего и верхнего карбона на известном газонефтяном месторождении (Жанажол).

В поисковой скважине 5 отобрали керн в интервале 2709 м и 2954 м, сделали его макроописание, выделили пачки пористопроницаемых пород и по отдельным разностям из выделенных пачек провели лабораторное определение величины краевого угла смачивания. Для определений был использован известный способ определения смачиваемости пористых материалов. Изменение величины краевого угла смачивания в газонефтенасыщенных карбонатных породах известного месторождения (Жанажол) скважины 5 приведена в таблице.

Продолжение таблицы

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД, заключающийся в том, что при бурении скважины отбирают керн, проводят макроописание, люминесцентно-битуминологический анализ, определяют коллекторские свойства, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения границ нефтегазонасыщенности и типа флюида, насыщающего породы, на отдельных образцах из пористо-проницаемых интервалов перед определением коллекторских свойств измеряют величины краевых углов смачивания и при низких значениях угла 10-30° делают вывод о непродуктивности, а при зна; чениях угла свыще 75° - о нефтегазонасыщенности отложений, затем в выявленной нефтегазонасыщенной части разреза проводят дополнительное измерение величин краевых углов смачивания для породколлекторов и определяют поинтервально средние значения углов, по которым выде(Л ляют: пласты, содержащие газ или конденсат, по значению угла до 105°, пласты, содержащие нефть, по значению угла 105° и выще и границу газоводяного или водонеф- тяного контакта по значениям угла 10-30°. С

Обработка материала показала, что в разрезе отложений развиты породы, существенно отличающиеся по величине краевого угла смачивания.

В интервале 2709-2802 м установлено развитие пород, характеризующихся низкими значениями краевого угла (преимущественно 10-30°), средние значензля по образцам составили 19-23°, что позволило сделать вывод об отсутствии углеводородов в этой части разреза, т.е. об ее непродуктивности.

С глубины 2804,5 м выявлены разности пород, в которых отмечено резкое сигнальное возрастание величины краевого угла смачивания от 10-30° до значений выще 75°, т.е. наблюдалась значительная гидрофобизация порового пространства. Эта глубина была принята за верхнюю границу продуктивности отложений.

С глубин 2804,5-2920 м в изученных пористо-проницаемых разностях определены высокие значения краевых углов смачивания выявлена устойчивая, значительная гидрофобизация карбонатных отложений, что в целом доказывает нефтегазонасыщенность этой части разреза.

В иитервале 2920-2927 м установлено наличие отдельных разностей, в которых отмечено резкое сигнальное снижение величины краевого угла до 16-32°. Здесь выявлено одновременное сосуществование гидрофильных и гидрофобизованных разностей, что свидетельствует об вскрытии переходной зоны, к которой приурочена граница водонефтяного контакта. s

Следующим этапом стало более д тальное изучение степени гидрофобизации пород.

слагающих выделенную продуктивную часть разреза. Были дополнительно измерены краевые углы смачивания для всех пористопроницаемых разностей, определены средние значения углов в изученных интервалах. На основании полученных значений разрез отложений был дифференцирован и выделены пласты, существенно отличающиеся по степени гидрофобизации порового пространства пород.

Полученные экспериментальные данные

позволили сделать вывод об устойчивой относительно невысокой степени гидрофобизации пород с глубин 2804,5-2819 м, измеренные величины краевых углов лежат в пределах 76-124°, среднее значение краевого угла смачивания для 20-метровой

толщи составило 91°, что согласно установленным эмпирическим закономерностям свидетельствует о наличии газоконденсатного флюида в продуктивных отложениях.

Из приведенных в таблице средних значений краевого угла видно, что с глубины 2819,0 м степень гидрофобизации пород возрастает, и до глубины 2920 м отмечается устойчивый и однозначный ее характер. Величины краевых углов изменяются в пределах 90-134°, среднее значение угла для этой части разреза составило 108°, что свидетельствует о наличии нефти в продуктивных отложениях.

Испытания скважины № 5 на притоки

подтвердило наличие промышленного содержания газоконденсата и нефти в выделенных интервалах. Дополнительные измерения краевых углов на образцах из переходной зоны в интервале 2920-2927 м позволили

установить наличие типично гидрофильных и гидрофобных разностей, что дало основание провести границу ВНК на глубине 2920 м. Определение краевого угла смачивания для трещиноватых разностей в интервалах 2811-2854 м, 2896-2897 м и 29062914 м показало высокую гидрофобизацию полостей трещин, в газоконденсатной части залежи величина краевого угла составила 99-100°, в нефтяной части получены ее более высокие значения 107-113°.Установление высоких значений на образцах трещиноватых пород доказало сообщаемость выделенных нефтегазонасыщенных интервалов.

В процессе разведки карбонатных отложений на скважине 10 этого же месторождения из интервала 2849,8-2854,8 м не было получено полезного флюида. Изучение смачиваемости отложений показало высокую степень гидрофобизации поверхности пород, средняя величина краевого угла равна 112°. На основании полученных данных производственным организациям была дана рекомендация о необходимости дополнительного испытания этого интервала как продуктивного. После опробования этого интервала были получены нефть и газ.

Предлагаемый способ дает возможность определить бесперспективность отложений на нефть и газ, оценить характер нефтегазонасыщенности карбонатных отложений по первой поисковой скважине, установить границы раздела фаз жидких и газообразных углеводородов и воды, выявить сообщаемость нефтегазоконденсатосодержащих интервалов.

Экономическая эффективность от внедрения предлагаемого способа обеспечивается путем повышения коэффициента успешности поиска нефти и газа, сокращения интервалов бурения, повышения результативно сти работ по опробованию скважин, выявления продуктивности пластов, которые при испытании не дают притоков за счет задавливания тяжелыми растворами.