Остаточная вода в горных породах. Методы её определения 1. Кобранова В. Н. Петрофизика. М. , Недра. 1986. 3. Добрынин В. М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра. 1970. 4. Виноградов В. Г., Дахнов А. В., Пацевич С. Л. Практикум по петрофизике. М., Недра. 1990. газонасыщения горных пород. М. недра. 1975.»-е изд. , 1985. 6. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления. Пер. с англ. М., Недра. 1980. 7. Добрынин В. М., Серебряков В. А. Геолого-геофизические методы прогнозирования аномальных давлений. М., Недра. 1989. 14. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика. Под ред. Н. Б. Дортман. М., Недра. 1984. 17. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М., Недра. 1979. 18. Ханин А. А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М., Недра. 1976. 19. Тульбович Б. И. Петрофизическое обеспечение эффективного извлечения углеводородов. М., Недра. 1990. 20. Определение петрофизических характеристик по образцам. Под ред. В. Н. Дахнова. М., Недра. 1977. 21. Вендельштейн Б. ю. Исследование разрезов нефтяных и газовых скважин методом собственных потенциалов. М., Недра. 1966. 37. Комплексирование геофизических методов при решении геологических задач. Под ред. В. Е. Никитского, В. В. Бродового. 2-е изд. Перераб. И доп. М., Недра. 1987. INFORMACION GRAL> Остаточная вода горных пород Суммарное содержание в породе капиллярно-удержанной и физически связанной вод определяют как остаточную воду, характеризуя содержание ее в объеме пор породы коэффициентом остаточного водонасыщения: kв.о.=Vв.о./Vп, где Vв.o, Vп — соответственно объемы остаточной воды и пор. Для определения kв.о. в практике петрофизических лаборатории применяют несколько способов, которые можно разделить на две группы. К первой относится единственный способ, получивший название прямой метод, или метод Закса, в котором определяют количество воды, содержащейся в образце породы, извлеченном при вскрытии продуктивного коллектора скважиной с нефильтрующейся промывочной жидкостью — растворов на нефтяной основе (РНО). При реализации прямого метода необходимым условием является сохранение в образце до эксперимента всех флюидов, заполняющих поры образца в пластовых условиях. Способы второй группы различаются условиями моделирования остаточной воды в образце. Общим для них является подготовка образца к эксперименту путем экстрагирования из образца углеводородов и солей, растворенных в пластовой воде, заполнявших поры образца в естественном залегании. Способы второй группы иногда называют косвенными. Прямой метод водонасыщения определения коэффициента остаточного Определение прямым методом включает следующие этапы: 1) изучаемые продуктивные отложения вскрываются с РНО при сплошном отборе и выносе образцов керна в заданном интервале разреза; 2) образцы после выноса на поверхность немедленно консервируются, в дальнейшем соблюдаются условия для сохранения в образце пластовых флюидом; каждый образец, подлежащий исследованию, расконсервируют и экстрагируют спиртобензольной смесью в аппарате Закса, снабженном специальной ловушкой для воды, извлекаемой на образца при экстракции; 4) определяют объем Vв.о. воды, выделенной из образца, а затем, зная объем образца и коэффициент пористости kп вычисляют Vп и по формуле (4.6) расчитывают kв.о. Прямой метод позволяет установить значение kв.o.np, характеризующее продуктивный коллектор в условиях естественного залегания. Э'№ значение адекватно рассмотренному выше параметру kв.о. при следующих условиях: а) коллектор полностью гидрофильный; б) вся остаточная вода коллектора в пластовых условиях представлена капиллярно-удержанной и физически Сказанной водой. В действительности эти условия редко соблюдаются. Продуктивный коллектор может быть частично гидрофобным, что ведет к снижению содержания физически связанной и капиллярной воды в породе, и тогда значение kв.о.пр будет меньше kв.о.. При заполнении ловушки углеводородами в процессе формирования залежи нефти или газа в коллекторе может сохраниться известное количество подвижной воды, которая не является капиллярно-удержанной (вода капельная и т.п.); в этом случае kв.о.пр<kв.о.. Несмотря на это прямой метод считается эталонным при определении параметра feB.o, поскольку он дает представление о реальных значениях коэффициентов водо-, нефте и газонасыщения в пластовых условиях для изучаемого геологического объекта. Недостатком прямого метода является невозможность использования его для получения представительною массива значений kв.о, поскольку скважины, бурящиеся с применением РНО и полным отбором керна, — большая редкость. Поэтому основной объем исследований на образцах с целью определения kв.о выполняют косвенными методами. Косвенные методы водонасыщения определения коэффициента остаточного Перед проведением исследований любым косвенным методом образец породы, извлеченный из скважины при бурении на глинистом растворе, содержащий в порах фильтрат промывочной жидкости и невытесненные пластовые флюиды, экстрагируют в аппарате Сокслета, используя спиртобензольную смесь, а также дополнительно другие органические растворители— хлороформ, толуол. Далее экстрагированный образец высушивают при постоянной температуре, обычно 105 °С. Заметим, что изложенный способ подготовки образца к экспсриък-и ту тождествен тому, который применяют перед определен и* - коэффициента пористости породы способом Насыщения (см разд. 3). Затем образец насыщают водой, используя в зависимости от применяемого варианта косвенного метода модель пластовой воды или дистиллированную воду. Далее воду из образца, фиксируя в конце эксперимента содержа» I образце остаточной воды. Косвенные методы определения kB,0 различаются способом удаления воды из образца. В лабораторной практике применяют следующие косвенные методы моделирования и определения остаточной воды: капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении температуры и с сохранением ее постоянной (изотермическая сушка), влагоемких сред, метод ЯМР. Наиболее широко применяют методы капиллярного вытеснения и центрифугирования. Для определения kв.о методом капиллярного вы-теснения (капиллярометрии) изучаемый образец, полностью насыщенный водой, помещают в специальную ячейку, в которую вслед за образцом помещают полупроницаемую мембран с порами определенного размера. Под действием небольшого перепада давлений, не превышающего 0,15—0,2 МПа, воду из образца вытесняют воздухом. В упрощенном варианте метола воду из образца вытесняют до создания в нем минимального для заданных условий (перепад давлений Др, вытесняюшая фаза) коэффициента водонасыщения kB.0. Величину Δр выбирают в соответствии с размером пор мембраны, т.е. несколько меньшим значения Δр кр, при котором возможен прорыв через мембрану вытесняющей фазы. Следовательно, условия проведения эксперимента уже заранее определяют верхний предел радиуса пор rгр, из которых вода не будет вытесняться: rгр = 2σ cos θ/( Δр), (4.7) где Δр — создаваемый максимальный перепад давления на образце; σ — поверхностное натяжение на границе воздух — вода. Значение берут в пределах 0< θ <45°, чаще полагают θ = 0. Величину kв.о вычисляют от формуле kB,0 = (Vп—Уп.выт)/Vп. Нефте- и газонасыщенность пород Породы-коллекторы в условиях естественного залегания содержат воду, нефть и газ. В водоносных коллекторах п пространство обычно полностью насыщено воюй. Однако дельных геологических объектах наблюдается присутствие I точной нефти, которое шлется следствием миграции нефти расположенную поблизости ловушку, тле сформировалась нефтяная залежь. В нефтеносной гидрофильном коллекторе пор насыщены нефтью и водой. Нефть занимает обычно межзерновые поры и каверны размером более 1 мкм и трещины раскрытостью больше 1 мкм; иногда возможно присутствие нефти в более мелких порах, кавернах и трещинах меньшей раскрытости. Вся поверхность минерального скелета покрыта пленкой воды. Вода заполняет оставшуюся часть объема пор, не занятую нефтью. Содержание нефти и волы в объеме пор характеризуют коэффициентами нефте- и водонасыщения—kн, kв, сумма которых равна 1. Если коллектор находится в зоне предельного насыщения ловушки нефтью, коэффициент нефтенасышеиия kн соответствует выражению: kн.пред=1-kв.о.. В частично гидрофобном коллекторе часть поверхности твердой фазы занимают молекулы поверхностно-активных компонентов нефти, водная пленка на поверхности в этих участках отсутствует. Коэффициент нефтенасыщения частично гидрофобного коллектор;) при прочих равных условиях выше коэффициента нефтенасыщения того же коллектора при полной его гидрофильности, в частности, в зоне предельного нефтенасышения kн.пред>1—kв.о, где kв.о соответствует полностью гидрофильному коллектору. Нефть в гидрофобном коллекторе не только занимает капиллярные поры, но и может находиться в субкапиллярах. Частичная гидрофобноеть характерна для коллекторов с высокими пористостью и проницаемостью и низкой водонасышенностыо при чтмнчттшт содержании глинистого материала. Такие коллекторы имеют kн>95%. Коэффициент нефтспасыщеиня крупных каверн и трещин большой раскрытости в зоне предельного нефтенасыщения принимают равным единице. Лабораторными методами величина kн непосредственно не определяется. Находят прямым методом kв.о. или kв на образце консервированного керна, извлеченного при бурении на РНО, или одним из косвенных методов на экстрагированном образце величину kв.о., а затем рассчитывают kв по формулам: в зоне предельиого насыщения kн=1-kв.о.; в зоне недонасыщения kн=1-kв. Аналогичным образом получают значение коэффициента газонасыщения kг газоносных коллекторов, определяя в лаборатории одним из рассмотренных способов kв.о. или kв (прямым методом), а затем рассчитывают по формулам: в зоне предельного насыщения kг=1-kв.о.; в зоне недонасыщения kг=1-kв. Газоносный коллектор также может быть частично гидрофобным. Наиболее вероятна частичная гидрофобность газоносного коллектора в следующих случаях: а) коллектор с высокими проницаемостью и пористостью и очень высоким значением kг>0,95; б) коллектор содержит битум на поверхности твердой фазы. В практике подсчета запасов нефти и газа для определения параметров kп и kг широко применяют методы ГИС, по данным которых также определяют вначале kв(kв.о.), а затем рассчитывают kн или kг по формулам (4.16) — (4.19). В коллекторах с трехфазным насыщением, содержащих в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэффициенты нефте- и газонаеыщения, учитывая, что kн+kг+kв=1. Эта задача решается одним из следующих способов: а) на образцах консервированного керна, извлеченного при бурении скважины на РНО, определяют содержание в порах нефти и воды, а коэффициент газонасыщения рассчитывают по формуле kг=1- kн- kв. б) в разрезах скважин находят параметры kп и kг по комплексу методов электро- и радиометрии ГИС, а затем рассчитывают: kн=1- kг- kв. В литературе предложены различные варианты происхождсния коллектора с трехфазным насыщением. Рассматриваются в частности, такие схемы. 1 В сформировавшуюся ранее нефтяную залежь, которая затем частично разрушилась в результате различных геологических процессов, мигрировал газ, заполнив наиболее крупные хорошо сообщающиеся поры; в остальной части порового пространства сохранились остаточные нефть и вода (Оренбургское газоконденсатное месторождение). 2. В нефтяной залежи вследствие изменения термодинамических условий под влиянием геологических или техногенных (падение пластового давления ниже давления насыщении при разработке) процессов в верхней части залежи образуется газовая шапка с сохранением в части объема пор остаточной нефти. В коллекторах, содержащих твердый битум, который не экстрагируется органическими растворителями, применяемыми в лабораторной практике для извлечения из образца остаточной нефти (спиртобензольная смесь, хлороформ), определяют коэффициент битумосодержания в породе. Одни исследователи под коэффициентом битумонасыщения подразумевают объемное содержание битума в минеральном скелете породы, другие — объемное содержание битума в первоначальном объеме пор (до возникновения в них битума). В лабораторной практике обычно определяют массовое содержание битума в твердой фазе породы. Надежные способы определения коэффициента битумосодержания геофизическими методами пока не разработаны. В зависимости от степени метаморфизма битума и его химического состава его плотность изменяется от 1 до 1,6 г/см3,, а водородный индекс (объемное содержание водорода по отношению к содержанию его в воде) от 1 до 0,9. Содержание битума в породе необходимо учитывать при определении подсчетных параметров (kп и kн.г.) по данным ГИС. Методы определения остаточной воды Определение kв.о прямым методом: включает следующие этапы: 1) изучаемые продуктивные отложения вскрываются скважиной с РНО при сплошном отборе и выносе образцов керна в заданном интервале разреза; 2) образцы после выноса на поверхность немедленно консервируются, в дальнейшем соблюдаются условия для сохранения в образце пластовых флюидов; 3) каждый образец, подлежащий исследованию, расконсервируют и экстрагируют спиртобензольной смесью в аппарате Закса, снабженном специальной ловушкой для воды, извлекаемой из образца при экстракции; 4) определяют объем V в.о воды, выделенной из образца, а затем, зная объем образца и коэффициент пористости kn, вычисляют V п и по формуле рассчитывают kв.о= Kов=V в.о/ V п Прямой метод позволяет установить значение kв.о.пр характеризующее продуктивный коллектор в условиях естественного залегания. Это значение адекватно рассмотренному выше параметру kв.о при следующих условиях: а) коллектор полностью гидрофильный; б) вся остаточная вода коллектора в пластовых условиях представлена капиллярно-удержанной и физически связанной водой. Косвенные методы определения kв.о различаются способом удаления воды из образца: капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении температуры и с сохранением ее постоянной (изотермическая сушка), влагоемких сред, метод Я́ дерный магни́тный резона́нс ЯМР. Наиболее широко применяют методы капиллярного вытеснения и центрифугирования. Значения: kв.о, полученные при вытеснении воды воздухом, целесообразно использовать при изучении газоносных коллекторов. Для определения kв.о нефтеносных коллекторов воду из образца вытесняют керосином или, что более правильно, моделью пластовой нефти изучаемого геологического объекта. kво =1-(m2-m3)бв/(m2-m1)(бв-бн) где m 1, m 2, m 3 - соответсвенно массы образцов сухого, насыщенного водой и после завершения опыта; - плотности воды и нефти.
