Способ выявления расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах

Способ выявления расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах

Реферат

 

Использование: для выявления расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах в нефтяной и газовой промышленности. Сущность изобретения: способ включает бурение скважины, извлечение кернового материала, изготовление из него образца, который подвергают рентгеноструктурному исследованию и определяют размеры блоков когерентного рассеяния. При этом считают, что изменение размеров блоков когерентного рассеяния от 200 до 96 нм соответствует подзоне цементации древних водонефтяных контактов, а изменение размеров блоков когерентного рассеяния от 95 до 50 нм соответствует подзоне разуплотнения древних водонефтяных контактов продуктивного терригенного пласта, находящейся непосредственно над подзоной цементации, контактирующей с ней, и совместно интерпретируемых как древний водонефтяной контакт. Технический результат: повышение надежности, оперативности и точности выявления расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах. 2 ил.

Предлагаемое изобретение относится к способам выявления расположения древних водонефтяных контактов (ДВНК) в продуктивных доломитовых пластах и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности.

Известны способы выявления расположения водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах с помощью ряда геофизических методов исследования скважин (ГИС): нейтронно-гамма-метода (НГМ), нейтрон-нейтронного метода (импульсного) (ИННМ), нейтронного метода (НМ), термометрии, газометрии, электрометрии, диэлектрического и акустического метода; а также способ выявления расположения водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах, основанный на литологическом или физико-химическом определении строения и нефтенасыщенности кернового материала [1-7].

Недостатками данных способов являются: возможность выявления расположения только современного водонефтяного контакта в продуктивных доломитовых пластах, да и то с невысокой точностью и надежностью определения, особенно в так называемой переходной зоне, мощность которой может достигать 25 м, что обусловлено возможностью нахождения древних водонефтяных контактов в газовой, нефтяной и водяной мощности современного взаимного расположения фаз в месторождении, менявшегося неоднократно, характеризующейся многократным перекрыванием собственных характеристик древних водонефтяных контактов характеристиками фаз, заполняющих данную мощность в настоящее время; 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 расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых толщах по литологическому или физико-химическому определению строения и нефтенасыщенности кернового материала являются: отсутствие четких граничных критериев выделения границ древних водонефтяных контактов, т.к. в нефтяных месторождениях 100% порового объема занято подвижной жидкой (газовой) и неподвижной твердой фазой, а о интерпритации интервала, иногда очень значительного, с содержанием жидкой (газообразной) и твердой фазы от 31 до 99% ничего не сообщается; кроме того, мощность (суммарная) древних водонефтяных контактов может достигать 40% от всей продуктивной мощности, а содержание в ней битума может значительно превосходить 30%, хотя соответствующий керн безусловно поднят из газовой или водяной части залежи; наконец, при поднятии керна и работе с ним (особенно в случае легких нефтей с большим газовым фактором) значительная часть легких флюидов может испариться, что обязательно приведет к занижению результатов по нефте- и водонасыщенности, вплоть до отнесения образца, поднятого из жидкофазной зоны, к газовой зоне.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к предлагаемому является способ выявления расположения углеводородных газожидкостных фаз в продуктивных карбонатных пластах [8], основанный на рентгеноструктурном исследовании порошка, приготовленного из кернового материала, для которого 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.

Недостатками известного способа являются: полная невозможность применения его для выявления расположения древних водонефтяных контактов, т.к. он принципиально предназначен только для выявления расположения современного газожидкостного (углеводородного) контакта, который может не совпадать ни с одним (из возможных десятков) из древних водонефтяных контактов; а также абсолютная невозможность применения его для доломитовых продуктивных пластов.

Целью предлагаемого изобретения является повышение надежности, оперативности и точности выявления расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах.

Поставленная цель достигается описываемым способом выявления расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах, согласно которому определяют размеры блоков когерентного рассеяния, изменяющиеся от 96 до 200 нм для подзоны цементации древнего водонефтяного контакта и изменяющиеся от 50 до 95 нм для подзоны разуплотнения древнего водонефтяного контакта продуктивного доломитового пласта, находящейся непосредственно над подзоной цементации, контактирующей с ней, и совместно интерпретируемых как древний водонефтяной контакт.

Существенное отличие предлагаемого способа от известных состоит в том, что о расположении древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах судят по обнаружению в них совокупности подзон разуплотнения и цементации, определяемых рентгеноструктурным анализом порошков, приготовленных из кернового материала, по размерам блоков когерентного рассеяния, изменяющимся от 96 до 200 нм для подзоны цементации древнего водонефтяного контакта и изменяющимся от 50 до 95 нм для подзоны разуплотнения древнего водонефтяного контакта продуктивного доломитового пласта.

Новизна заявляемого технического решения заключается в том, что в качестве показателя местонахождения древнего водонефтяного контакта в продуктивных доломитовых пластах служит чередование (при непосредственном контакте) подзон разуплотнения и цементации, определяемых рентгеноструктурным анализом порошков, приготовленных из кернового материала с размерами блоков когерентного рассеяния от 96 до 200 нм для подзоны цементации древнего водонефтяного контакта и с размерами блоков когерентного рассеяния от 50 до 95 нм для подзоны разуплотнения древнего водонефтяного контакта продуктивного доломитового пласта.

Известно, что поступление углеводородов в ловушку, заполненную до этого пластовой водой, происходило дискретно, определенными 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 нефтегазоностности и может достигать нескольких десятков. Чередование прогрессивных и регрессивных ДВНК носит случайный характер, хотя и обусловлено вполне конкретными глобальными причинами. Суммарная мощность древних ВНК достигает 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 мм и нижнюю - цементации мощностью 3 - 5 м. Обе подзоны представляют собой тонкослоистые системы, отражающие этапы стабилизации залежи, когда вследствие длительного 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 кислых газов и, прежде всего, сероводорода и углекислого газа. В кислой среде происходит растворение карбонатной составляющей доломитовых пород, относящейся к ультраосновным горным породам, содержание которой может достигать 99%. 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 большого 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 приводит к формированию подзоны цементации, расположенной непосредственно за подзоной разуплотнения.

В подзоне цементации происходят перекристаллизация и вторичное минералообразование. В результате в ней сверху вниз идет последовательное выпадение карбонатов, сульфатов и галоидов. Поровый объем при этом уменьшается до 1 - 2% и менее. Начальная стадия формирования подзоны цементации происходит при значительной щелочности 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 пиритно-кремневых конкреций происходит уже в кислой среде (pH примерно равен 3).

Растворение доломитовой породы в формирующейся подзоне разуплотнения древнего водонефтяного контакта достаточно сложный процесс, в котором в первую очередь растворению подвергаются имеющиеся кристаллы с малыми размерами блоков когерентного рассеяния, что вполне оправдано термодинамически, ибо такие образования имеют гораздо большую свободную энергию. В результате доля кристаллов доломита с повышенными размерами блоков когерентного рассеяния в формирующейся подзоне разуплотнения формирующегося ДВНК повышается по сравнению с объектами, заполненными просто углеводородами или водой, что и может служить поисковым признаком данной подзоны в продуктивных доломитовых толщах. Процессы перекристаллизации карбонатов в подзоне цементации лишь усиливают этот процесс, т.к. вновь отлагающийся доломит кристаллизуется крупными кристаллами с еще более высокими размерами блоков когерентного рассеяния.

Таким образом, наличие двух подзон известной мощности, следующих друг за другом, со все более повышающимися размерами блоков когерентного рассеяния по сравнению с исходной матрицей может служить поисковым признаком ДВНК. Степень (глубина) описанных преобразований определяется свойствами исходного доломита, термобарическими условиями в формирующейся залежи и первичным составом углеводородных флюидов. Поступление в ловушку новой порции углеводородов или прорыв части флюидов из структуры приводит к консервации образовавшегося ДВНК либо в нефтяной, либо в водяной зоне месторождения.

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: n = 2d_(h,k,l)sin (1) При отражении рентгеновского излучения с длиной волны от плоскостей с межплоскостным расстоянием d_(h,k,l) дифракционные лучи возникают лишь под углами _n= arcsin[n/2d_(h,k,l)], (2) 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 рассеивающие 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 ₁ и ₂ дублета.

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

Размеры блоков D и величин микроискажений определяются с применением выражения из работ [9, 10].

Уширение от микроискажений N(x) описывается распределением Гаусса: , функция блочности M(x) - распределением Коши: 1/1+ x².

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

Для линии двух порядков Для исследованных образцов пород, представляющих собой порошки, подсчитаны крайние размеры блоков когерентного рассеяния D и величины микронапряжений (образцы 111 и 95).

Образец 111: D = 200 нм, = 4510^-5 Образец 95: D = 32 нм, = 11210^-5 Размеры блоков когерентного рассеяния могут служить критерием для дифферентации продуктивных доломитовых пород в зависимости от наличия в них водонефтяного контакта. При этом не отмечено практически ни одного "вылета" значений размеров блоков когерентного рассеяния за соответствующий заявляемый диапазон.

Верхний предел размеров блоков когерентного рассеяния доломита в подзоне разуплотнения древнего водонефтяного контакта, равный 95 нм, обусловлен, с одной стороны, максимальной химической активностью кислых вод, существовавших во время формирования контакта, с другой стороны, максимальной химической устойчивостью к растворению наиболее совершенных форм доломита в этих подзонах. Нижний предел размеров блоков когерентного рассеяния доломита в подзоне разуплотнения древнего водонефтяного контакта, равный 50 нм, обусловлен минимально возможной концентрацией кислых компонентов в пластовых водах, существовавших во время формирования контакта, способных привести к минимальному разуплотнению.

Нижний предел размеров блоков когерентного рассеяния доломита в подзоне цементации древнего водонефтяного контакта, равный 96 нм, обусловлен минимально возможной перекристаллизацией доломита (в более совершенной форме) из смеси пластовых вод, уже имевшихся в будущей подзоне и оттесненных туда вод из формирующейся подзоны разуплотнения, обогащенных растворенным (мобилизованным) доломитом. Верхний предел размеров блоков когерентного рассеяния доломита в подзоне цементации древнего водонефтяного контакта, равный 200 нм, обусловлен максимально возможной перекристаллизацией доломита (в более совершенной форме) из наиболее перенасыщенной смеси пластовых вод, образовавшихся в формирующейся подзоне.

Известные способы определения размеров блоков когерентного рассеяния [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 расположения древнего водонефтяного контакта в продуктивных доломитовых пластах осуществлять по размерам блоков когерентного рассеяния доломита в керновом измельченном материале.

Такое техническое решение обеспечивается в предлагаемом способе.

Способ выявления расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах иллюстрируется следующими примерами.

Пример 1. Из скважины N 323 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения из продуктивного интервала с абсолютных глубин 1423,6 - 1428 м и 1428,8 - 1433,8 м были подняты керны доломитовой породы с количеством микропримесей менее 10 мас.%. Оба керна были истолчены, рассеяны, гомогенизированы в спиртовом растворе, высушены и подвергнуты рентгеноструктурному анализу на ДРОН-3 (Cu-излучение, v счетчика - 1/8 град. в минуту, диапазон 100 имп/с, v бумаги 720 мм/час). Размер блоков когерентного рассеяния для препарата, полученного из керна, поднятого из интервала глубин 1428,8 - 1433,8 м, оказался равным 200 нм. Исследованный диапазон был идентифицирован как подзона (прослой) цементации древнего водонефтяного контакта. Размер блоков когерентного рассеяния для препарата, полученного из керна, поднятого из интервала глубин 1423,6 - 1428,8 мм, оказался равным 95 нм. Исследованный диапазон был идентифицирован как подзона (прослой) разуплотнения древнего водонефтяного контакта. Совокупность выявленных подзон (1423,6 - 1428,8 м), следующих непосредственно друг за другом, была идентифицирована как древний водонефтяной контакт. Литологические исследования, проведенные с большими шлифами, изготовленными из обоих образцов керна, полностью подтвердили полученный результат.

Пример 2. В отличие от примера 1 керн был поднят из скважины с абсолютных глубин 1577,3 - 1582,4 м и 1582,4 - 1586,5 м. Размер блоков когерентного рассеяния для препарата, полученного из керна с интервала глубин 1582,4 - 1586,5 м, оказался равным 96 нм. Исследованный диапазон был идентифицирован как подзона цементации ДВНК. Размер блоков когерентного рассеяния для препарата, полученного из керна с интервала глубин 1577,3 - 1582,4 м, оказался равным 50 нм. Исследованный диапазон был идентифицирован как подзона разуплотнения ДВНК. Совокупность выявленных подзон (1573,3 - 1586,5 м), следующих непосредственно друг за другом, была идентифицирована как ДВНК. Литологические исследования, проведенные с большими шлифами, изготовленными из обоих образцов керна, полностью подтвердили полученный результат.

Пример 3. В отличие от примера 1 керн был поднят из скважины с абсолютных глубин 1640,8 - 1646,0 и 1646,0 - 1651,0 м. Размер блоков когерентного рассеяния для препарата, полученного из керна с интервала глубин 1646,0 - 1651,0 м, оказался равным 140 нм. Исследованный диапазон был идентифицирован как подзона цементации ДВНК. Размер блоков когерентного рассеяния для препарата, полученного из керна с интервала глубин 1640,8 - 1646,0 м, оказался равным 72 нм. Исследованный диапазон был идентифицирован как подзона разуплотнения ДВНК. Совокупность выявленных подзон (1640,8 - 1651,0 м), следующих непосредственно друг за другом, была идентифицирована как ДВНК. Литологические исследования, проведенные с большими шлифами, изготовленными из обоих образцов, полностью подтвердили полученный результат.

Пример 4. В отличие от примера 1 керн был поднят из скважины с абсолютных глубин 1731,4 - 1736,4 и 1736,4 - 1740,4 м. Размер блоков когерентного рассеяния для препаратов, полученных из кернов с обоих интервалов глубин, оказался равным 35 нм. Оба исследованных диапазона были идентифицированы как исходный "доломит", не затронутый процессами формирования ДВНК. Литологические исследования, проведенные с большими шлифами, изготовленными из обоих образцов керна, полностью подтвердили полученный результат.

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

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 г., 248 стр.

3. Интерпритация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник под редакцией В.М.Добрынина. М., Недра, 1988 г., 476 стр.

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

5. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., Недра, 1978 г., 256 стр. (научный редактор Я.Н.Босин).

6. Скваженная ядерная геофизика. Справочник геофизика под редакцией В.М. Запорожца. М., Недра, 1978 г., 248 стр.

7. А.Г.Дурмишян. О связанной нефти в газовых и газоконденсатных пластах. Нефтяное хозяйство, N 7, 1967 г., стр. 37 - 41.

8. Патент РФ N 2090752 "Способ выявления расположения углеводородных газожидкостных фаз в продуктивных карбонатных пластах". Цивинская Л.В., Песков А.В., Борисевич Ю.П., Скибицкая Н.А. 1992 г.

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

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

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

Формула изобретения

Способ выявления расположения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах, включающий бурение скважины, извлечение кернового материала, изготовление и исследование образца из кернового материала, отличающийся тем, что для выявления местонахождения древних водонефтяных контактов в продуктивных доломитовых пластах, из образца кернового материала приготавливают порошок, подвергая который рентгеноструктурному исследованию, определяют размер блоков когерентного рассеяния, при этом считают, что изменение размеров блоков когерентного рассеяния кварца от 96 до 200 нм соответствует подзоне цементации древних водонефтяных контактов, а изменение размеров блоков когерентного рассеяния от 50 до 96 нм соответствует подзоне разуплотнения древних водонефтяных контактов продуктивного доломитового пласта, находящейся непосредственно над подзоной цементации, контактирующей с ней, и совместно интерпретируемых как древний водонефтяной контакт.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2