Анализ керна - Schlumberger
advertisement
Анализ керна: истина в последней инстанции при оценке характеристик пласта По самой своей сути изучение недр Земли предполагает использование дистанционных методов, таких как геофизические исследования скважин, сейсморазведка и гидродинамические испытания скважин. Исследуя образцы породы, извлечённые из скважин, лаборатории анализа керна получают огромный объём информации о литологических характеристиках, пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и иных свойствах, которые помогают лучше охарактеризовать сложную природу пласта-коллектора. Марк А. Андерсен Брент Дункан Райан МакЛин Хьюстон, штат Техас, США Нефтегазовое обозрение, избранные статьи из журнала Oilfield Review, том 25, № 2 (лето 2013 г.); том 25, № 3 (осень 2013 гг.); том 25, № 4 (зима 2013— 2014 гг.) (Сборник II). Copyright © 2014 Schlumberger. Данная статья является русским переводом статьи "Core Truth in Formation Evaluation," Oilfield Review 25, no. 2 (Summer 2013). Copyright © 2013 Schlumberger. Благодарим за помощь в подготовке данной статьи Анджелу Дипполд Бисон, Дэвида Харрисона, Марио Роберто Рохаса и Лесли Чжан (Хьюстон, штат Техас, США), Карлоса Чапарро и Адриано Лобо (Ecopetrol, Богота, Колумбия); Элиссу Чарски, Майкла Херрона и Джозефину Моутор Ндинья (Кембридж, штат Массачусетс, США), Уильяма В. Клопина (ConocoPhillips Company, Хьюстон, штат Техас, США), Рудольфа Хартманна (BÜCHI Labortechnik AG, Флавиль, Швейцария), Тера Генейма Херреру (Богота, Колумбия), Уэнди Хинтон, Химаншу Кумара и Дэвида Р. Спейна (BP, Хьюстон, штат Техас, США), Упула Самарасингху (Солт-Лейк-Сити, штат Юта, США) Тони Смитсона (Ньюпорт, штат Алабама, США) и Элиаса Йабруди (Coretest Systems, Морган-Хилл, штат Калифорния, США). Techlog, TerraTek и XL-Rock являются товарными знаками компании Schlumberger. PHI-220 Helium Porosimeter является товарным знаком компании Coretest Systems, Inc. LECO является товарным знаком компании LECO Corporation. 4 Анализ керна позволяет получить данные, необходимые для выполнения геологоразведочных работ, оценки месторождения и разработки залежей нефти и газа. Образцы пород нужны геологам и геофизикам для получения «из первых рук» информации об осадочных комплексах, вскрытых во время бурения скважин. Керн служит для получения прямых признаков присутствия и распределения углеводородов, оценки продуктивности скважин, изучения изменчивости характеристик пласта-коллектора, т.е. для анализа тех свойств, которые невозможно оценить только путем каротажных измерений в скважине. Для более подробного изучения системы пор и точного моделирования поведения продуктивного пласта производят тщательные измерения и анализ пористости, проницаемости и флюидонасыщенности образцов керна. Анализ керна необходим для изучения характеристик вмещающих пород, он является важным ресурсом для комплексного изучения пласта. Этот процесс, известный под названием «стандартный анализ керна» (Routine Core Analysis), помогает геологам и геофизикам оценить пористость, проницаемость, флюидонасыщенность, плотность минерального скелета (зёрен), литологический состав и структуру пород. Лаборатории стандартного анализа керна (RCAL) часто выполняют также и ряд дополнительных услуг, таких как гамма-каротаж керна для увязки глубины отбора керна с глубиной каротажных измерений в скважине, компьютерная томография керна для изучения неоднородности, а также фотографирование керна для подготовки документации и описания. Для болеее подробного изучения некоторых характеристик пластаколлектора проводят специальные анализы керна. Лаборатории специального анализа керна (SCAL) оборудованы измерительными приборами для определения капилляр ного давления, фазовой проницаемости, электрических характеристик, степени ухудшения коллекторских свойств пласта, времени ЯМРрелак сации, коэффициента извлече ния нефти, смачиваемости и иных Нефтегазовое обозрение пара метров, используемых для калиб ров ки каротажных диаграмм. Услуги лабораторий специального анализа керна необходимы при разра ботке методов добычи нефти третичными методами (Enhanced Oil Recovery — EOR), для изучения много фазного течения и взаимодействия между породой и пластовыми флюи дами. Для таких исследований, некоторые из которых могут продолжаться несколько недель, нужны лишь несколько образцов керна. Лето 2013 — Зима 2013/2014 Уже в течение ряда лет в компании Schlumberger работают несколько лабораторий анализа керна, изучающих точность показаний геофизических приборов, химические свойства буровых растворов, производящих оценку ухудшения коллекторских свойств пласта, EOR или технологий заканчивания скважин. Однако данные лаборатории не предоставляли услуг по анализу керна внешним заказчикам. До недавнего времени последние могли заказать анализ керна в компании Schlumberger, лишь об- ратившись в Центр по изучению геомеханики и анализу керна TerraTek, Солт-Лейк-Сити, штат Юта, США, известный своими исследованиями геомеханических характеристик пород, в частности, нетрадиционных коллекторов. В 2012 году были открыты Лаборатории исследования характеристик коллектора (Schlumberger Reservoir Laboratories) компании Schlumberger, объединяющие технологии измерения характеристик пород с опытом изучения пластовых флюидов, что позволит клиентам 5 компании получить более подробную информацию о поведении коллекторов. В настоящее время компания Schlumberger предлагает широкий спектр анализов образцов пород и пластовых флюидов, выполняемых в 27 лабораториях, расположенных по всему миру. Некоторые компании предлагают аналогичные виды анализов традиционных кернов. В статье представлено описание стандартных анализов традиционных песчаниковых и карбонатных кернов, выполняемых специалистами компании Schlumberger в Лаборатории исследования характеристик коллектора в Хьюстоне. Полноразмерный образец керна Размеры кернов Керны могут иметь различную длину и диаметр (рис. 1). Объём информации, получаемой в результате анализа керна, частично зависит от его размера и количества. Это определяет и вид анализов, которые могут выполняться на кернах. Чтобы выполнить требования заказчиков, лаборатории должны иметь возможность обработки различных типов кернов, получаемых со скважин, будь то керны с забоя или боковые керны. Забойные керны, которые называют еще полноразмерными, а также традиционными кернами, получают в процессе бурения при помощи специ- Анализ керна полного диаметра Анализ цилиндрических образцов керна от 2,5 до 3 дюймов 3 фута 1 фут 1 фут 1 фут 1 фут 1 фут 1 фут Рис. 1. Разрезанные керны. — На буровой полноразмерные образцы керна обычно разрезают на меньшие фрагменты для удобства отправки в лабораторию. В лаборатории эти фрагменты могут быть разрезаны на ещё меньшие части. 6 ального колонкового долота (рис. 2). Диаметр кернов обычно составляет от 4,45 до 13,3 см (от 1,75 до 5,25 дюйма), они выбуриваются фрагментами по 10 м (30 футов), что соответствует длине керноотборного снаряда или его керноприёмной трубы. В то время как обычное долото предназначено для размалывания породы на торце долота, имеющее форму тора колонковое долото вырезает образец породы в виде цилиндра, который входит внутрь долота и остается в защитном керноотборном снаряде. Когда керноотборный снаряд заполнен, бурильщик поднимает компоновку из скважины, а специалист по отбору кернов укладывает керноприёмную трубу на мостки для труб. На трубу с керном наносится маркировка с указанием глубины отбора керна и линии, показывающие ориентацию керна. Чтобы облегчить транспортировку керна, металлическую керноприёмную трубу обычно разрезают на секции длиной 1 м (3 фута), концы секций запечатывают. Для предотвращения перемещения керна в керноприёмной трубе в неё могут закачать эпоксидную смолу или пену. Отбор боковых кернов намного проще. Боковые керны получают при помощи спускаемого на кабеле керноотборника, как правило, перед завершением каротажа в необсаженном стволе, после того как по результатам каротажа будут выбраны интервалы для отбора керна. Боковой керноотборник может извлечь до 90 образцов боковых кернов на выбранных глубинах. Выемку боковых кернов из керноотборника производят на поверхности. Керны раскладывают по отдельным емкостям и отправляют на анализ в лабораторию. Ударные керноотборники позволя ют получать боковые керны длиной от 2,86 до 4,45 см (от 1,125 до 1,75 дюйма) и диаметром от 1,75 до 2,54 см (от 0,688 до 1 дюйма). Ударные керноотборники называют также стреляющими керноотборниками, так как для отбора керна используются небольшие заряды взрывчатых веществ, выстреливающие в пласт отдельные керноотборные снаряды Нефтегазовое обозрение (бойки). Керноотборные снаряды прикреплены к ударному керноотборнику прочными тросами, которые применяются для извлечения бойков из стенок скважины во время подъема керноотборника. В отличие от этого, во вращательных керноотборниках используются миниатюрные горизонтальные колонковые долота. Боковой вращательный керноотборник большого объёма XL-Rock позволяет получать боковые керны длиной 6,4 см (2,5 дюйма) диаметром 3,8 см (1,5 дюйма). Боковой вращательный керноотборник извлекает керны, объём которых в три раза превышает объём кернов, извлекаемых при помощи боковых ударных керноотборников. Третий тип образцов горных пород — цилиндрический образец керна (цилиндр). Цилиндрический обра зец керна вырезают из фрагментов полноразмерного образца керна. Цилиндры применяют в качестве репрезентативных частей полноразмерного образца керна, они пригодны для анализа интервалов относительно однородного керна. Обычно цилиндры вырезают из керна традиционных коллекторов через каждые 0,3 м (1 фут) вдоль длины керна, при этом длина образца составляет около 6,4 см, а диаметр — 2,54 или 3,8 см. Для изучения литологической изменчивости может потребоваться сокращение интервала вырезания цилиндрических образцов кернов, а если керн сильно неоднороден, как это имеет место для кернов, взятых в кавернозных или трещинных карбонатных породах или в тонкослоистом переслаивании песчаников и глинистых сланцев, вместо анализа цилиндров может потребоваться анализ полноразмерного образца керна. Начальный этап обработки керна Процесс анализа традиционных кернов начинается с получения предварительного изображения керна, после чего следует подготовка керна и анализ керна. Каждый этап состоит из нескольких шагов. Как правило, полноразмерный образец керна требует более тщательной начальной обработки, чем боковой керн. Хотя Лето 2013 — Зима 2013/2014 Рис. 2. Колонковое долото. — В долоте с поликристаллическими алмазными вставками (долоте PDC) алмазные резцы неподвижно запрессованы на некотором расстоянии от оси скважины. Благодаря этому долото вырезает из породы цилиндрический керн, который проходит сквозь долото и остаётся внутри компоновки вплоть до её подъема. в стандартный анализ керна входит определённый набор измерений, не все керны проходят все этапы описываемого ниже процесса. По прибытии в лабораторию происходит приёмка и инвентаризация керна. Полноразмерный образец керна проходит через гамма-регистратор керна, измеряющий естественное гамма-излучение керна. Сравнивая результаты измерений гамма-излучения керна и данные каротажа в процессе бурения или гамма-каротажа на кабеле, можно увязать глубину отбора керна с глубиной каротажа и выявить интервалы с отсутствующим или поврежденным керном. Для подачи керна в регистратор гамма-излучения и передвижения керна перед детектором излучения применяется конвейер, при этом керн может быть открыт или запечатан в керноприёмную трубу. Детектор гамма-излучения сканирует керн по всей длине снизу доверху, т.е. так же, как и при исследовании скважины каротажными инструментами. Затем керн пропускают через компьютерный томограф для получения томограммы. Томограф позволяет получить трехмерное изображение полноразмерного образца керна путем создания серий близко расположенных снимков, которые можно 7 Рис. 3. Томограмма полноразмерного образца керна. — Поры виртуального среза керна (вверху на рис. на переднем плане) помещены в фокус во время сканирования керна в компьютерном томографе (вверху на рис. на заднем плане). Цветовое кодирование изображения позволяет различать участки различной плотности или минералогического состава. Изображение в оттенках серого применяют для выделения участков повреждения керна. Керн хрупких пород месторождения Касабе в Колумбии был отсканирован перед извлечением из керноприёмной трубы (внизу на рис.). На поперечных разрезах видны поврежденные участки. Белое внешнее кольцо — керноприёмная труба; внутри керноприёмной трубы керн окружен слоем фильтрационной корки бурового раствора. Избегая трещинных интервалов (слева внизу на рис.), лаборант выбирает неповрежденные участки керна (справа внизу на рис.), из которых будут вырезаны цилиндрические образцы. (Изображения компьютерного томографа предоставлены Карлосом Чапарро и Адриано Лобо, Ecopetrol, Богота, Колумбия.) 8 разделить на фрагменты в любой точке и под любым углом, что и позволяет создавать виртуальные распилы керна. Компьютерный томограф служит для быстрой оценки всего керна. Выбрав интересующие их интервалы, специалисты могут снова просканировать керн для более подробного изучения (рис. 3). Компьютерная томография особенно полезна для выявления и изучения таких объектов, как плоскости напластования, каверны, вкрапления, фрагменты ископаемых и трещины. 1 Иногда заказчики также просят просканировать боковые керны. Сканирование при помощи компьютерного томографа происходит без нарушения целостности керна, не требует подготовка керна и может быть быстро выполнено как на открытом керне, так и на керне внутри керноотборного снаряда. После начального сканирования керн извлекают из керноотборного снаряда и готовят к дальнейшим анализам. Керн нарезают продольно (параллельно его оси) на пластины ленточной или радиальной пилой с алмазным диском. В большинстве случаев керн отрезают на некотором расстоянии от центра, а не точно посередине. Толщина вырезанных пластин керна определяет максимальный размер цилиндрических образцов, которые будут вырезаны из пластин. Плоскую поверхность более тонких пластин шлифуют для удаления следов пилы и готовят к фотографированию. В некоторых случаях части полноразмерного образца керна не разрезают на пластины. Если керн имеет существенные признаки крупномасштабной неоднородности, типичной для кавернозных карбонатных, либо сильно трещиноватых или конгломератовых пород, то керн могут и не разрезать на продольные пластины, чтобы провести анализ образца керна полного диаметра. Продольно нарезанные пластины керна фотографируют 35-мм цифровой фотокамерой, подключенной к компьютеру для оцифровки снимков, вывода их на экран и отправки клиенту. Фотографии часто имеют разрешение, достаточное для наНефтегазовое обозрение блюдения отдельных прослоек, размер которых равен всего нескольким десятым долям дюйма. Цифровая фотография позволяет выделить важные геологические и петрофизические характеристики. Цветные изображения высокого разрешения — важное визуальное средство подробного изучения литологических свойств, характеристик напластования, контактов, трещин, ископаемых, пористости, каверн и седиментационных разностей. Фотографирование даёт возможность тщательно изучать эти характеристики уже после того, как сам образец керна был подвергнут дальнейшим анализам. Последующая обработка и анализ изображений керна часто предоставляют ценную информацию, которую невозможно получить из исходных фотографий. В некоторых случаях фотографии керна могут применяться для устранения расхождений между результатами анализов керна и каротажными данными — для обнаружения тонкой слоистости, которую невозможно выявить из-за низкой разрешающей способности каротажных зондов. По запросу заказчика производится круговая (на 360°) съёмка керна. Для круговой съёмки используют цифровую камеру и стол на роликах. Во время фотографирования полноразмерный образец керна поворачивают вокруг его оси на столе. Фотографирование производят в белом и ультрафиолетовом свете. Снятые в простом белом свете снимки показывают керн в условиях естественного освещения. Фотографирование в ультрафиолетовом свете позволяет выявить некоторые типы минералов и, что более важно, подчеркивает контраст между неколлекторскими и нефтенасыщенными породами. Нефтенасыщенные породы часто сильно флуоресцируют в ультрафиолетовом диапазоне. Обычно свечение исходит от нефти, а яркость и цвет зависит от её состава. Однако некоторые виды нефти не флуоресцируют. Кроме того, если во время подъема керна на поверхность из него была вымыта часть нефти, или при плохой Лето 2013 — Зима 2013/2014 сохранности керна свечение керна из продуктивного интервала может быть неравномерным. 2 Оценить характер флуоресценции невооруженным глазом непросто. Однако цифровые цветные фотокамеры запоминают результаты съемки в численном виде, благодаря чему цифровые фотографии могут быть подвергнуты компьютерной обработке. 3 Каждая цифровая фотография состоит из пикселей, каждый пиксель может передавать один из более чем 16 миллионов цветов. Для выделения важных характеристик фотографии могут обрабатываться наложением фильтров или манипуляциями с цветом. Статистический анализ цветовой информации может помочь геологам при выявлении литологических неоднородностей или при определении граничных величин пористости и проницаемости. Компьютер может подсчитать количество пикселей в пределах выделенного цветового диапазона, чтобы определить эффективную толщину или эффективную флуоресценцию в тонкослоистых интервалах. Хотя в лабораториях обычно работают с самыми разнообразными образцами кернов, наиболее частым типом кернов для стандартного анализа является цилиндрический образец керна. Анализ кернов цилиндрической формы обеспечивает достаточную точность результатов при относительно однородной пористости. 4 Лаборант, иногда совместно с геологом из добывающей компании, вырезает цилиндрические образцы из полноразмерного образца керна. В большинстве лабораторий для этой цели используются фрезы или сверлильные станки с алмазными сверлами. Цилиндрические образцы разрезают поперек до стандартной длины, а затем их поверхность обрабатывают на плоскошлифовальном станке. В результате обработки получают образцы керна в виде прямых цилиндров диаметром 38 мм (1,5 дюйма) и длиной 64 мм (2,5 дюйма) с плоскими торцами. Цилиндры керна стандартной формы и размера необходимы для обеспечения одинаковой площади поперечного сечения и длины, при этом все цилиндры имеют практически одинаковый суммарный объём. Кроме того, применение цилиндров стандартного размера сокращает погрешность измерений, вносимую при работе с образцами неправильных форм. 1. Подробнее о применении компьютерной томографии на промысле см.: Kayser A, Knackstedt M and Ziauddin M: “A Closer Look at Pore Geometry,” Oilfield Review 18, no. 1 (Spring 2006): 4–13. 3. Perarnau A: “Use of Core Photo Data in Petrophysical Analysis,” Transactions of the SPWLA 52nd Annual Logging Symposium, Colorado Springs, Colorado, USA, May 14–18, 2011, paper Z. 2. Passey QR, Dahlberg KE, Sullivan KB, Yin H, Brackett RA, Xiao YH and Guzmán-Garcia AG: “Digital Core Imaging In Thinly Bedded Reservoirs,” in Dahlberg KE (ed): Petrophysical Evaluation of Hydrocarbon Pore-Thickness in Thinly Bedded Clastic Reservoirs. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Archie Series, no. 1 (June 30, 2006): 90–107. 4. Almon WR: “Overview of Routine Core Analysis,” in Morton-Thompson D and Woods AM (eds): Development Geology Reference Manual, Part 5—Laboratory Methods. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Methods in Exploration Series, no. 10 (October 1, 1993): 201–203. Очистка керна и удаление флюидов Кроме скелета породы керны могут содержать и пластовые флюиды. Если керн отобран из продуктивного интервала, эти пластовые флюиды обычно представляют собой смесь углеводородов и минерализованной воды («рассола»). Эти флюиды способны исказить результаты измерений пористости и проницаемости в рамках стандартного анализа керна, поэтому в лаборатории все эти флюиды необходимо полностью удалить из порового пространства породы. Очистку керна и удаление флюидов производят путем весьма деликатного процесса, который должен быть достаточно тщательным, чтобы полностью удалить тяжелые фракции сырой нефти, но одновременно и достаточно мягким, чтобы уберечь минералы породы от повреждений. При этом необходимо предотвратить образование дополнительного порового пространства в результате осушки глин и водосодержащих минералов, таких как гипс, или в результате размыва породы при высо- 9 Растворитель Температура кипения Растворимость Дихлорметан 40,1°C (104,25°F) Нефть и небольшое кол-во воды Гексан 49,7°C to 68,7°C (от 121,5°F до 155,7°F) Нефть Азеотропная смесь хлороформа и метанола 53,8°C (128,8°F) Нефть, вода и соль Ацетон 56,5°C (133,7°F) Нефть, вода и соль Метанол 64,7°C (148,5°F) Вода и соль Тетрагидрофуран 65,0°C (149,0°F) Нефть, вода и соль Циклогексан 81,4°C (178,5°F) Нефть Этиленхлорид 83,5°C (182,3°F) Толуол 110,6°C (231,1°F) Тетрахлорэтилен 121,0°C (249,8°F) Ксилол от 138,0°C до 144,4°C (от 280,4°F до 291,9°F) Нефть Нафта 160,0°C (320,0°F) 100°C Нефть и небольшое кол-во воды Нефть Нефть Нефть Рис. 4. Распространённые растворители для очистки керна (упорядочены по температуре кипения). — Выбор растворителя обычно зависит от смачиваемости минералов породы сырой нефтью. Для полного извлечения нефти некоторых сортов из керна может потребоваться применение смесей растворителей или последовательная обработка несколькими растворителями. Красная черта соответствует температуре кипения воды. (API, сноска 6.) Перегнанный растворитель Пары растворителя Обратный холодильник Точка перелив перелива ва ракттор ракт тор Экстрактор Сифон Сиф С ф фон Перегонная колба Образцы Обррразц керна керрна Обратныйй поток жидкого Колбонагреватель растворителя Обраа Образцы керна керн на Пары растворителя Рис. 5. Дистилляционный экстрактор Сокслета. — В перегонной колбе (слева на рис.) растворитель медленно доводится до кипения и испаряется. Пары растворителя поднимаются из колбы и охлаждаются в обратном холодильнике. Cконденсировавшийся жидкий растворитель каплями стекает на керн, просачивается через него и выводит из него углеводороды и минерализованную воду. Когда перегнанный растворитель в экстракторе достигает точки перелива, отработанный растворитель перетекает обратно через сифон в колбу для повторной перегонки (справа на рис.). Процесс повторяется непрерывно и может продолжаться в течение необходимого времени. Углеводороды из керна удерживаются и концентрируются в перегонной колбе. В некоторых аппаратах Сокслета можно обрабатывать несколько образцов керна. 10 ких скоростях подачи растворителей через керн во время очистки. 5 Для удаления остатков пластовых флюидов был разработан ряд методов; наиболее широко распространенными методами являются дистилляционная экстракция и непрерывная экстракция растворителем. Тщательную очистку неразрезанных кернов, цилиндров и боковых кернов производят в замкнутой системе в аппарате Сокслета или в экстракционном приборе Дина — Старка. В процессе Сокслета образец вымачивается в растворителе, а в методе Дина — Старка через образец пропускают пары растворителя. В обоих методах для удаления воды из керна применяют тепло, а для удаления углеводородов — растворитель (рис. 4). В экстракции по Сокслету для очистки керна используется дистилляция (перегонка). Аппарат Сокслета состоит из колбонагревателя с терморегулятором, перегонной колбы, экстрактора и обратного холодильника (рис. 5). Растворитель кипит на медленном огне, перегнанный растворитель собирается в экстракторе, где вымачивается один или несколько образцов керна. В аппарате происходит непрерывная перегонка, конденсирование и рециркуляция растворителя. Чистоту образца оценивают по цвету растворителя, который периодически стекает через сифон из экстрактора; процесс повторяют до выхода чистого экстракта после длительного цикла вымачивания керна в растворителе. В этом методе может быть использован один или несколько растворителей для растворения и экстракции нефти и солевого раствора из керна. После нескольких циклов по мере извлечения нефти из породы экстракт должен стать прозрачным. Однако прозрачность растворителя может и не означать полного удаления нефти из керна. 6 Для полной очистки керна может потребоваться последовательная обработка всё более сильными растворителями. Еще один метод перегонки, метод Дина — Старка, является промышленным стандартом для определения флюидонасыщенности (рис. 6). Нефтегазовое обозрение Влагопоглотитель Обратный холодильник Ловушка Дина — Старка Переходник Кронштейн гильзы Экстракционная гильза Керн Перегонная колба Колбонагреватель Рис. 6. Аппарат Дина — Старка. — Цилиндрический образец керна помещают в камеру (фото). Стандартный аппарат (слева на рис.) состоит из электрического колбонагревателя, перегонной колбы с экстракционной камерой, экстракционной гильзы или сетки, ловушки Дина — Старка с калиброванной приёмной пробиркой и обратного холодильника. Метод Дина — Старка позволяет определить объём воды, удаленной из керна. Поэтому каждый образец керна подвергается очистке индивидуально в отдельном аппарате. Вначале керн взвешивают на аналитических весах, а затем помещают в экстракционную гильзу аппарата Дина — Старка над нагревательной колбой. Колбу нагревают, растворитель доводят до кипения и керн пропитывается парами растворителя, поднимающимися из колбы. Вода в керне испаряется под действием растворителя, и водный пар вместе с парами растворителя поднимается в обратный холодильник. Там пары воды и растворителя охлаждаются и конденсируются, а затем стекают в калиброванную приёмную пробирку. Вода, плотность которой выше плотности растворителя, скапливается на дне приёмной пробирки. Когда сконденсировавшийся растворитель перетекает из пробирки, он каплями стекает на образец керна. Этот растворитель смешивается с нефтью керна, и капли этой смеси попадают в установленную снизу колбу, где растворитель снова нагревается, и цикл испарения и конденсации повторяется. Цикл дистилляции по Дину — Старку завершается, когда объём воды в приёмной пробирке достигает постоянной вели- чины, а вода из керна больше не поступает. Так как керн всё еще может содержать некоторое количество нефти и солей, после дистилляции по методу Дина — Старка часто производят очистку керна в аппарате Сокслета, после чего керн помещают в печь для сушки. Керн взвешивают после обработки в экстракторе Дина — Старка и очистки в аппарате Сокслета, а также периодически во время сушки (рис. 7). 7 Разница в массе до и после очистки считается равной массе удаленных флюидов. Калиброван- 5. Macini P and Mesini E: “Petrophysics and Reservoir Characteristics,” in Macini P and Mesini E (eds): Petroleum Engineering–Upstream, Encyclopaedia of Life Support Systems (EOLSS) 2008, developed under the auspices of the United Nations Educational, Scientific and Cultural Organization, EOLSS Publishers, Oxford, England, http://www.eolss.net (accessed July 16, 2013). 6. American Petroleum Institute (API): Recommended Practices for Core Analysis. Washington, DC: API Exploration and Production Department, Recommended Practice 40, Second Edition, February 1998. 7. Керн сушат в печи в течение определённого времени до постоянной массы, что означет полное испарение воды из керна. Обычно для сушки образцов керна применяют конвекционную или вакуумную печь. Однако если керн содержит гипс или гидрофильную глину, сушку проводят в печи, оборудованной системой впрыска водяного пара для поддержания нужного уровня относительной влажности. Лето 2013 — Зима 2013/2014 11 рителей, которые подаются в такой последовательности, чтобы каждый растворитель вытеснял определенный поровый флюид, после чего он сам вытесняется следующим растворителем. Во время очистки растворитель могут подавать непрерывно или периодически, останавливая подачу на некоторое время, чтобы растворитель имел возможность пропитать керн. Чтобы ускорить обработку керна, лаборанты могут использовать скоростной экстрактор, в котором в образец керна закачивается нагретый растворитель. В течение одного цикла может производиться анализ нескольких образцов керна; каждый образец помещают в отдельный сосуд, затем экстрактор нагревается и растворитель под высоким давлением закачивается в образцы керна. Вытесненные флюиды собираются отдельно для каждого образца керна. Рис. 7. Взвешивание цилиндрических образцов керна. — Точное взвешивание каждого образца керна на каждом этапе процесса очистки и экстракции необходимо потому , что небольшие изменения массы влияют на точность расчетов плотности зёрен и на результаты последующего определения других важных параметров пласта, таких как флюидонасыщение. φ = Vp/Vb , φ = (Vb–Vg)/Vb , φ = Vp/(Vp+Vg) , где φ = пористость, Vp = объём порового пространства, Vb = суммарный объём, Vg = объём зёрен породы. Рис. 8. Отношения пористости. — Пористость определяется как отношение объёма порового пространства к суммарному объёму. Так как суммарный объём является суммой объёма зёрен породы и порового пространства, измерение одного из этих объёмов позволяет рассчитать третий объём, а затем и пористость. 12 ная приёмная пробирка служит для измерения объёма воды, который пересчитывается в массу на основании плотности дистиллированной воды. Остающаяся разница в массе равна массе удаленной из керна нефти. Обычно для определения объёма нефти по массе применяется величина плотности нефти. Затем измеряется объём порового пространства; разница между объёмом порового пространства и суммой объёмов нефти и воды равна объёму газа. Эти объёмы флюидов делят на объём порового пространства, что дает флюидонасыщенности. Иногда в лабораториях применяют и другие методы очистки и экстракции для обработки различных типов пород. Разработан метод обработки кернов, содержащих тонкодисперсную глину с хрупкой структурой. Керны подвергают очистке серией взаимно смешивающихся раство- Основные измерения Измерения пористости и проницаемости — это основные виды измерений, необходимые для оценки продуктивности пласта-коллектора. Пористость — меру ёмкости пласта-коллектора — можно найти путем измерения объёма зёрен породы, объёма порового пространства и суммарного объёма (рис. 8). Для определения пористости нужно знать только два из этих трёх объёмов. Объём порового пространства измеряют в условиях моделируемого геостатического давления. 8. API, сноска 6. 9. Ртуть используют потому, что это практически идеальная несмачивающая жидкость, которая не входит в поры при нормальном давлении. 10. API, сноска 6. 11. Гелий применяют потому, что это инертный газ, который практически не адсорбируется на поверхности минералов керна и ведет себя почти как идеальный газ при невысоком давлении и температуре. Из-за малого размера атомов гелий легко входит в микропоры керна, вплоть до пор размером около 0,2 нм. Подробнее об определении пористости см.: Cone MP and Kersey DG: “Porosity,” in Morton-Thompson D and Woods AM (eds): Development Geology Reference Manual, Part 5— Laboratory Methods. Tulsa: The American Association of Petroleum Geologists, AAPG Methods in Exploration Series, no. 10 (October 1, 1993): 204–209. Нефтегазовое обозрение Существует целый ряд различных методов измерения этих объёмов в керне; большинство из них основаны на физических измерениях массы, длины, объёма или давления. Некоторые из этих измерений можно проводить непосредственно на образцах керна; другие — измеряя объём вытесняемых флюидов. Суммарный объём можно найти путем прямых измерений. Для этого лаборант измеряет длину и диаметр керна цифровым штангенциркулем или микрометром. Рекомендуется провести как минимум пять замеров. Площадь поперечного сечения цилиндрического образца керна рассчитывают по среднему диаметру, а затем умножают на среднюю длину: это даст суммарный объём. 8 В некоторых лабораториях данные замеров кернов цифровыми штангенциркулями автоматически заносятся в компьютер, который рассчитывает суммарный геометрический объём, коэффициент формы, эффективную площадь сечения потока и коэффициент уплотнения. Прочие методы основаны на законе Архимеда о вытеснении жидкости: тело, полностью погруженное в жидкость, вытесняет объём жидкости, равный объёму тела. Вытеснение можно измерить объёмным или гравиметрическим методом. Для определения суммарного объёма объёмным методом используется порозиметр с небольшим количеством ртути. 9 Сперва пустую камеру порозиметра наполняют ртутью, чтобы определить ее объём. Затем ртуть сливают из камеры, и в камеру помещают цилиндрический образец керна. В камеру снова заливают ртуть. Объём ртути, заполнившей пустую камеру, минус объём ртути, заполнившей камеру с образцом керна, даст суммарный объём образца керна. Для определения суммарного объёма гравиметрическим методом химический стакан с ртутью ставят на лабораторные весы. После взвешивания стакана и ртути в ртуть погружают очищенный, высушенный и предварительно взвешенный цилиндрический образец керна. Чтобы Лето 2013 — Зима 2013/2014 найти суммарный объём, необходимо прирост массы после погружения керна в ртуть разделить на плотность ртути. В настоящее время в лабораториях предпочитают воздерживаться от применения ртути. Вместо этого применяют метод Архимеда с погружением керна в солевой раствор, нефтяной дистиллят или толуол. 10 Определив суммарный объём, лаборанты приступают к измерению объёма зёрен породы и объёма порового пространства. Наиболее быстродействующий и широко распространенный аппарат для измерения объёма зёрен породы и порового пространства (а следовательно, и для определения пористости) — это автоматический порозиметр (рис. 9). Клапан Действие порозиметра основано на применении закона Бойля — Мариотта для расчета пористости на основании падения давления, измеренного при вхождении известного объёма флюида в расширительную камеру, в которую помещён образец керна. В данном случае флюидом является газ гелий. 11 Для измерения объёма порового пространства очищенный и высушенный образец керна помещается в кернодержатель с гильзой из эластомера. При подаче воздуха в камеру гильза сжимается и принимает форму керна. Кернодержатель используют вместо камеры для проб порозиметра. Контрольная камера изначально изолирована от керна в кернодержателе, в нее подается ге- Датчик давления Клапан Датчик давления V1 Датчик Д давления Клапан Клапан V2 Выпускное отверстие He Контрольная ячейка Цилиндрический Цилиндри образец ккерна Ячейка с образцом Баллон с гелием Рис. 9. Порозиметр, действие которого основано на законе Бойля — Мариотта. — Порозиметр (вверху на рис.) измеряет перепад давления между контрольной камерой и камерой с образцом для определения объёма порового пространства и объёма зёрен породы. На принципиальной схеме (внизу на рис.) показано внутреннее устройство порозиметра с контрольной камерой, объём которой известен и неизменен, и с камерой, в которую помещаются образцы керна. Порозиметр оборудован клапанами, впускающими газ под давлением в обе камеры, датчиками давления и трубками между газовым баллоном и камерами. Калибровка, срабатывание клапанов и расчет результатов производятся полностью автоматически. (Фото предоставлено Coretest Systems, Inc.) 13 PiVi = Pf(Vi + Vl + Vp) , где Pi = начальное давление, Pf = конечное давление в системе, Vi = начальный объём в контрольной камере, Vl = объём соединительных линий, Vp = объём порового пространства образца. Рис. 10. Расчет объёма порового пространства. — Согласно закону Бойля — Мариотта, объём порового пространства можно рассчитать по разнице между начальным и конечным давлением в порозиметре. лий до достижения определённого давления. Затем клапан камеры с керном открывается, туда поступает гелий и давления в контрольной камере и в поровом пространстве керна выравниваются. Пористость рассчитывают по результатам измерений суммарного объёма и объёма порового пространства (рис. 10). Процесс измерения объёма зёрен породы аналогичен за исключением того, что керн не закрывается гильзой, а помещается непосредственно в камеру для образцов. Еще одной важной характеристикой пластовой породы является проницаемость, т.е. способность породы проводить жидкости. В лаборатории проницаемость определяют путем пропускания флюида известной вязкости с заданной скоростью через фрагмент керна известной длины и диаметра и измерения перепада давления на керне. При стандартном 12. API, сноска 6. 13. Klinkenberg LJ: “The Permeability of Porous Media to Liquids and Gases,” Drilling and Production Practice, (1941): 200–213. Rushing JA, Newsham KE, Lasswell PM, Cox JC and Blasingame TA: “Klinkenberg-Corrected Permeability Measurements in Tight Gas Sands: Steady-State Versus Unsteady-State Techniques,” paper SPE 89867, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, September 26–29, 2004. 14 анализе керна в качестве флюида может использоваться воздух, но чаще применяют азот или гелий, в зависимости от типа прибора. Очищенный и высушенный керн устанавливают в специальный кернодержатель, который оборачивается газонепроницаемой гильзой из эластомера (рис. 11). В пермеаметре газ под давлением подается через входное отверстие на керн. На выходном отверстии измеряется перепад давления и расход. Так устроен газовый пермеаметр стационарной фильтрации. Альтернативный метод определения проницаемости заключается в том, что в камере создается высокое давление, затем открывается клапан, и газ проходит через цилиндрический образец керна по мере понижения давления. Если в лаборатории применяется газовый пермеаметр нестационарной фильтрации, для расчета проницаемости керна можно использовать скорость падения давления и расход выходящего газа. В результаты измерений вносятся поправки для компенсации различий между лабораторными и скважинными условиями. 12 В этих поправках учитывается разница напряжений, для чего один или несколько репрезентативных цилиндрических образцов подвергают действию давления; в некоторых пермеаметрах создается давление до 70 МПа (10 000 фунт/дюйм 2 ). Часто керн подвергают воздействию давления разной величины для установления влияния напряжения на проницаемость и для применения соответствующего поправочного коэффициента на напряжение пласта в ходе выполнения других стандартных измерений проницаемости. Течение газа в порах отличается от течения жидкости из-за различий в граничных условиях на стенках пор для газов и жидкостей. Поток жидкости, по сравнению с потоком газа, встречает более высокое сопротивление течению на стенках пор. Проскальзывание газа можно компенсировать путем пошагового повышения среднего давления газа в керне, которое увеличивает сопротивление потоку на стенках пор. Поправка Клин- кенберга — это экстраполяция таких измерений на бесконечное давление газа, при котором газ, как предполагается, ведет себя как жидкость. 13 Дополнительная поправка вносится на высокие расходы газа через извилистые пути движения. Поправка Форхгеймера учитывает ускорение газа при прохождении через малые поровые отверстия и замедление при входе в поры. Многие нестационарные газовые пермеаметры автоматически вносят поправки на эффекты Клинкенберга и Форхгеймера во время анализа. После завершения анализа готовится отчет, который вместе с копиями цифровых снимков и данными сканирования лаборатория передаёт заказчику. В зависимости от указаний заказчика, керн может быть оставлен на хранение, возвращён заказчику или отправлен в кернохранилище для использования в будущем. Петрографические измерения Стандартные методы анализа керна помогают оценить литологические характеристики, особенности напластования, остаточную флюидонасыщенность, пористость и проницаемость, но это составляет лишь часть информации, которую может дать керн. Дополнительные аналитические результаты и изображения керна могут быть получены путем петрографических исследований керна. Сканирующая электронная микроскопия керна изучает рельеф поверхности керна с увеличением, позволяющим разрешить особенности масштаба нескольких нанометров. Сканирующий электронный микроскоп сканирует поверхность образца керна точно сфокусированным пучком электронов, отслеживание взаимодействия которых с образцом создает изображение. Детекторы электронов получают информацию о рельефе поверхности образца, а детекторы обратного рассеяния распознают изменения в составе поверхности керна. Для изучения изменений минералогического состава, включая распределение фаз и следовых элементов, применяют цветной катодоНефтегазовое обозрение люминесцентный детектор. Этот детектор позволяет визуализировать следы химических воздействий и обрастаний, зоны роста и внутренние сомкнутые трещины. Изображения дают подробную информацию о процессах, сопровождающих рост кристаллов минералов, а также об их замещении, деформации и происхождении. Исследуемые петрологические аспекты включают изучение цементации и диагенеза осадочных пород, анализ происхождения обломочных пород, а также исследования внутреннего строения ископаемых. Инфракрасная Фурье-спектроскопия диффузного отражения (Diffuse Reflectance Infrared Fourier Transform Spectroscopy — DRIFTS) является специализированным методом определения минералогического состава и содержания органического вещества — характеристик, являющихся решающими при разработке систем заканчивания скважин, пробуренных на аргиллитовые коллекторы. Ученые могут изучать керн, шлам или пробы пород из обнажений. Метод DRIFTS отличается оперативностью: определение минералогического состава и содержания органического вещества производится в ходе 50-секундного сканирования. Подготовка образцов по фирменной технологии компании Schlumberger позволяет использовать их для количественного определения породообразующих минералов. Для анализа достаточно образца породы массой всего лишь 5 г (0,18 унций). Прибор сканирует образец породы в инфракрасном свете разной длины волны. Проходя через породу, свет рассеивается. Производится регрессионный анализ частоты и амплитуды спектра отраженного инфракрасного излучения для определения литологических и минералогических характеристик и содержания органического вещества в каждом образце породы. Для начальной калибровки при определении минералогических характеристик и содержания керогена производится инфракрасная Фурьеспектроскопия в двойном диапазоне (Dual Range Fourier Transform Лето 2013 — Зима 2013/2014 Infrared Spectroscopy — DRFT-IR) и рентгенофлуоресцентный анализ (X-Ray Fluorescence — XRF) репрезентативных образцов для проверки минералогических характеристик, затем определяется общее содержание органического углерода методом LECO для проверки содержания органического вещества и керогена. После окончания исследований методами DRFT-IR и XRF и определения общего содержания органического углерода можно приступать к исследованию методом DRIFTS для оперативного получения данных, которые будут использоваться при принятии решений о системах заканчивания. Одна из добывающих компаний на западе США проводила анализ кернов из глинистых сланцев Манкос (Mancos) методом DRIFTS для оценки возможности использования кернов для определения минералогического состава и содержания керогена в нетрадиционных коллекторах. Первое исследование было выполнено на керне из вертикаль- На расходомер Выходное отверстие Металлическая крышка Резиновый диск Гильза из эластомера Керн Отверстие для воздуха высокого давления (герметизация керна) Входное отверстие Воздух низкого давления (поток) Рис. 11. Камера Хасслера для измерения проницаемости по газу. — Образец керна помещают в гильзу из эластомера. Крышки на обоих концах аппарата имеют отверстия для подачи газа. Пермеаметр (фото) пропускает газ через входное отверстие на дне, газ проходит через керн и выходит через расходомер. Проницаемость рассчитывается по уравнению Дарси. (Фото предоставлено Coretest Systems, Inc.) 15 100 100 Карбонатная порода DRFT-IR, мас. % DRFT-IR, мас. % Глина 50 0 0 0 50 DRIFTS, мас. % 0 100 100 50 DRIFTS, мас. % 100 2,5 DRIFTS, мас. % 5,0 5.0 Общее содержание органического углерода × 1,2 мас. % Кварц DRFT-IR, мас. % 50 50 0 Кероген 2,5 0 0 50 DRIFTS, мас. % 100 0 Рис. 12. Проверка измерений DRIFTS. — Результаты измерений DRIFTS в вертикальной наблюдательной скважине хорошо согласуются с результатами измерений содержания глины, карбонатных пород и кварца методом DRFT-IR. Содержание керогена по методу DRIFTS сравнивали с общим содержанием органического углерода (TOC) по методу LECO. Метод DRIFTS позволяет определять массовое процентное содержание керогена с учетом не только углерода, но и других элементов; поэтому для корреляции результатов определения содержания керогена с результатами определения общего содержания органического углерода применяют поправочный коэффициент 1,2. Графики вверху показывают хорошее согласование результатов, полученных методом DRIFTS и другими методами измерений. ной скважины, в которой кроме отбора керна был проведен и каротаж. Информация со скважины составила обширную базу данных, применяемую для оценки глинистых сланцев Манкос. В лаборатории для определения минералогического состава и содержания органического вещества использовали размолотые образцы кернов. В дополнение к данным DRIFTS, в оценке применяли минералогические данные исследования методами DRFT-IR и XRF и результаты измерения общего содержания органического углерода. Эти традиционные методы анализа были выполнены на тех же размо- 16 лотых кернах, что и анализ методом DRIFTS. Результаты анализов показали хорошее соответствие между данными DRIFTS и результатами применения трех других более точных аналитических методов (рис. 12). Результаты анализов придали специалистам уверенности в возможности применения метода DRIFTS на других скважинах, пробуренных в глинистые сланцы Манкос. Вторая скважина, участвовавшая в исследовании, была горизонтальной добывающей скважиной. Высокие показания гамма-каротажа и низкие показания газового каротажа вблизи приствольного участка сква- жины натолкнули на мысль о том, что скважина не вскрыла целевой объект. Интенсивность гамма-излучения снижалась по мере подъема ствола скважины вверх по стратиграфическому разрезу, показывая лучшие коллекторские свойства пласта в целевом интервале; это находилось в соответствии с показаниями газового каротажа вблизи призабойного участка скважины. Показания, полученные методом DRIFTS на призабойном участке скважины, были выше установленных добывающей компанией минимальных пороговых величин содержания керогена, а содержания глин, карбонатных пород и кварца были в пределах допустимого и хорошо согласовывались с данными гамма- и газового каротажа (рис. 13). Прочие данные от приствольного участка скважины показывали недопустимо высокое содержание глины, что подтвердило заключение интерпретации данных гамма-каротажа о том, что скважина не вскрыла целевой интервал. Однако данные метода DRIFTS продемонстрировали аномально высокое содержание каолинита у приствольного участка скважины, что типично для бентонитовых слоев, о существовании которых в толще Манкос хорошо известно. Там же было зафиксировано высокое содержание керогена (5,6% по сравнению с 3,1 — 4,3% на призабойном участке скважины). Эти сведения, которые невозможно было получить по данным измерений в процессе бурения скважины, свидетельствовали, что бентонитовая зона была лишь маломощной аномалией, не отражающей условия окружающей ее толщи Манкос. Данные после проведения гидроразрыва пласта показывают положительный результат мероприятий по интенсификации притока с успешной закачкой проппанта, хотя для разрыва бентонитовой зоны с высоким содержанием глины потребовались более высокие скорости закачки. Добывающая компания включила эти данные в результаты исследований для оптимизации систем заканчивания при строительстве следующих скважин. Нефтегазовое обозрение Z500 Z250 Z000 Y750 Y500 Y250 Y000 X750 X500 X250 X000 W750 W500 W250 W000 V750 V500 V250 30 40 50 60 70 80 фут Данные Общий объём газа Истинная глубина гамма-каротажа (ООГ) по вертикали 0 gAPI 300 0 Единицы ООГ 85 5800 фут 5720 Глубина 10 8 6 4 2 Средняя скорость закачки, барр./мин Максимальное давление, 1000 фунт/дюйм2 0 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 20 30 40 50 14 Всего керогена Всего кварца Всего карбонатных пород 50 Всего глины 100 0 10 Концентрация индикатора, частей на миллиард (ppb) 125 150 100 75 50 15 0 Состав согласно DRIFTS, % 25 Закачка песка, 1000 фунтов Интервал Рис. 13. Показания в зоне бентонита. — Гамма-каротаж (дорожка 3 сверху) показывает высокую интенсивность радиации в интервале от V150 до V450 футов по стволу , что интерпретируется как зона бентонита (красный прямоугольник). Траектория скважины (дорожка 1) была изменена, чтобы провести скважину вверх для вскрытия этой зоны. Высокая интенсивность гамма-излучения в сочетании с низкими показаниями газового каротажа (дорожка 2) обычно свидетельствует о низком качестве пласта-коллектора. Обработке с целью интенсификации притока подвергли все интервалы этой горизонтальной скважины. В зоне бентонита скорость закачки, требуемая для В ходе оценки характеристик пластов добывающие компании используют и другие данные совместно с этими важными результатами анализа керна, выступающими практически в роли истины в последней инстанции. Различные виды анализа керна будут и дальше служить источником информации, которая необходима при принятии решений об углублении, ликвидации или заканчивании скважин. В некоторых случаях стандартный анализ керна и петрологические исследования дают всю необходимую Лето 2013 — Зима 2013/2014 гидроразрыва пласта, была выше при том же давлении (дорожка 4). Исследование при помощи веществ-индикаторов (дорожка 5) показывает присутствие химического индикатора на всех 15 интервалах. Это свидетельствует об успешной закачке проппанта на каждом интервале. Анализ методом DRIFTS (дорожка 6) демонстрирует присутствие керогена во всей зоне, что доказывает небольшую толщину бентонитовой зоны (желтый прямоугольник) в продуктивной толще глинистых сланцев Манкос несмотря на высокую интенсивность гамма-излучения и низкие показания газового каротажа. информацию. Чаще всего для получения дополнительной информации нужны дополнительные анализы. Среди них — оценка многофазного насыщения и фильтрационных свойств, таких как капиллярное давление и относительная фазовая проницаемость; измерения для калибровки каротажных данных, например, измерение электрических характеристик для определения пористости и насыщенности по результатам каротажа; обеспечение бесперебойного режима потока; геомеханические измерения или оценка эффективности EOR. Эти исследования вносят огромный вклад в изучение коллекторов, но все они начинаются со стандартного анализа керна. —М.В. 17
