Р.Ф. Харисов Институт геофизики, Екатеринбург

При подсчете запасов углеводородного (УВ) сырья объемным методом учитываетсясредняя эффективная мощность залежи. Выделяемые объекты по мощности отложений в силу своих природных условий являются неоднородными, где распределение ФЕС, а именно – проницаемости, зависит от состава пород и условий их осадконакопления. Участки с высокой проницаемостью обычно представлены малоглинистыми песчаниками, а снизкой проницаемостью имеют увеличенную долю глинистой фракции. Поэтому на процесс фильтрации флюида в поровой среде влияет объем и тип глинистого цемента, изучение которого является важной задачей, требующей применения современных методов исследования. Как перспективный метод исследования поровой среды, способный объективно оценить и дополнить результаты лабораторных измерений, в работе был применен ЯМР-релаксометр.

Метод ЯМР-релаксометрии основан на регистрации и измерении амплитуды сигналов спинового эха, получаемого в результате прецессии системы протонов. По начальной амплитуде сигнала измеряется количество флюида. Объем образца керна или шлама позволяет регистрировать пористость образца. Скорость затухания амплитуды сигнала, термин – время релаксации, зависит от расстояния флюида до твердой поверхности, то есть стенки поры или капилляра [2]. Разлагая затухающий сигнал спиновых эхо по набору экспонент, получаем геометрическое распределение пустотного пространства поровой среды. Короткие времена релаксации соответствуют капиллярам и порам малого размера, поскольку взаимодействие между флюидом и стенками пор создает дополнительные механизмы затухания. Разложение на сорок экспонент и более делает этот параметр информативнее по сравнению с капиллярометрией или центрифугированием. Пласт, обладающий коллекторскими свойствами, сцементирован глинами разных типов, по которым судят о генезисе месторождения. В зависимости от типа глин сильно изменяется площадь удельной поверхности порового пространства. Это позволяет оценивать количество сильно связанного или свободного флюида, влияющего на коэффициент извлечения нефти.

Аппаратура и методика

На коллекции образцов керна Тагульского месторождения выполнены следующие исследования: электронная микроскопия, гранулометрический анализ, рентгенофазовый анализ (РФА) и центрифугирование. С помощью электронной микроскопии приразных режимах увеличения (500-8000 крат) в образцах керна изучаются структурные и текстурные характеристики глинистой фракции, которые слагают пустотное пространство поровой среды (рис. 1). Гранулометрический анализ дает представление об общем объеме глинистого цемента в образцах керна. Методом РФА проводится анализ элементного состава глин, дается процентное содержание глинистых минералов в образцах. Центрифугирование используется с целью максимального вытеснения подвижного флюида и оценки водоудерживающей способности в зависимости от приложенного давления в поровой среде. Объемы малоподвижного и свободного флюида поровой среды соответствуют давлению, равному 5 (+/- 0,5) атмосферам, создаваемому центрифугой при 7000 оборотах в минуту. Флюид, оставшийся в поровой среде после применения центрифуги, из-за особых свойств предложено считать связанным [1]. При насыщении керна использовался водный раствор с минерализацией NaCl 20 г/л, который по своим свойствам приближен к пластовому остаточному флюиду поровой среды в интервале отбора керна. Дополнительно по результатам центрифугирования образцы керна исследованы методом ЯМР-релаксометрии, где полученный диапазон распределения времен релаксации характеризует остаточный флюид поровой среды. Регистрируемый сигнал представлен одномодальным распределением времен релаксации (рис. 2), который для каждого образца имеет индивидуальный диапазон и амплитуду сигнала. Характер распределения сигнала ЯМР зависит от преобладающего типа связанного флюида (глинисто-связанный, капиллярно- связанный) [1, 4] и способа математического расчета при разложении сигнала ЯМР на экспоненты.

Рис. 1. Сопоставление результатов ЯМР и электронной микроскопии

Рис. 2. Распределение времени релаксации, получаемое методом ЯМР-релаксометрии. 1. Диапазон времени релаксации связанного флюида 2. Распределение времени релаксации для объема связанного флюида

Результаты исследований

Поскольку площадь удельной поверхности глинистых частиц значительно преобладает над площадью удельной поверхности песчаника и алевролита [6], следует ожидать, что и объем остаточного флюида в поровой среде глинистых коллекторов будет гораздо больше, чем в «чистых» песчаниках. Поэтому особое внимание в работе уделяется изучению глинистой фракции.

Выделение типов глинистых минералов

Величина остаточного флюида по результатам центрифугирования для каждого образца керна индивидуальна и зависит от таких параметров, как размер пустотного пространства, размерность и состав глинистых минералов, свойства флюида. Анализ результатов лабораторных исследований частично может быть подтвержден и дополнен методом ЯМР-релаксометрии. Сигнал ЯМР представлен распределением времен релаксации, которое отражает величину и расположение остаточного флюида в поровой среде. Чем ближе нахождение флюида к стенке поры или капилляра, чем более коротким временем релаксации он характеризуется и наоборот. Результаты исследований методом ЯМР-релаксометрии для коллекции образцов представлены на рис. 3.

Рис. 3. Результаты ЯМР-релаксометрии для разных типов глинистых минералов после центрифугирования

По оси ординат указана максимальная амплитуда одномодального распределения времен релаксации в миллисекундах, по оси абсцисс – процентное содержание глинистой фракции в общем составе глинистости поровой среды. Лабораторные исследования позволили разделить представленную коллекцию по набору глинистых минералов в цементе на 2 группы, которые соответствуют каолинитовому и хлоритовому типу глин. По данным ЯМР-релаксометрии, диапазон распределения времен релаксации с указанием максимальной амплитуды сигнала (в дальнейшем «ЯМР-сигнал по амплитуде») так-же позволяет разделить коллекцию образцов керна по типам глин. При условии, что объемная глинистость поровой среды не превышает 20%, для образцов керна с каолинитовым составом цемента «ЯМР-сигнал по амплитуде» находится в интервале 8-18 мс, т.е., что характерно для флюида капилляров и мелких пор. При этом необходимо учитывать, что процентное содержание каолинита относительно других глинистых минералов в породе должно быть не менее 80%. При более низком содержании каолинита, результаты ЯМР-исследований искажаются из-за влияния других глинистых минералов. Хлоритовый состав глинистого цемента сложен «ЯМР-сигналом по амплитуде» в интервале 1-8 мс и характерен для глинисто-связанного флюида. Большое внимание уделялось образцам керна с содержанием хлорита от 50 до 100%, так как даже при 50%-ном содержании в общем объеме глин минерал оказывает основное влияние на результаты ЯМР.

Установлено, что значение времени релаксации, разделяющее образцы на каолиниты и хлориты, составляет 8 мс. Для образцов с глинистостью более 20% распределение времен релаксации для каолинитов и хлоритов не превышает 8 мс, тем сам разделение образцов по типам глин затруднено.

Предположение о возможности изучения глинистости методом ЯМР-релаксометрии было высказано еще Маттесоном [3].

Морфологическая особенность глинистых минералов [4]

По энергии взаимодействия с твердой поверхностью остаточный флюид поровой среды может быть разделен на слои, состоящие из глинисто-связанного (прочная связь) и капиллярно-связанного флюида (слабая связь) [1, 5]. По Коатесу время релаксации менее 3 мс соответствует глинисто-связанному флюиду, от 3 мс до 33 мс соответствует капиллярно-связанному флюиду.

Глинистые минералы каолинитового состава представлены частицами диаметром 0.3-4 мкм, толщиной 0.05-2 мкм и малой площадью удельной поверхности, достигающей 10-20 м 2 /г. Большая часть остаточного флюида сформирована в области капилляров и пор малого размера с распределением времен релаксации от 3 до 33 мс. При увеличении объема глинистой фракции в поровой среде начинает преобладать глинисто-связанный тип остаточного флюида с распределением времен релаксации в интервале менее 3 мс.

Морфологическая особенность частиц хлоритового состава заключается в хаотичном расположении, соотношением длины к ширине 1:100 и малым размером 0,1-2 мкм в диаметре, что способствует формированию удельной поверхности, равной 200 м 2 /г. Остаточный флюид поровой среды относится к глинисто-связанному с распределением времен релаксации, не превышающим 8 мс. Объемом капиллярно-связанного флюида в таких глинах можно пренебречь.

Влияние объема глинистой фракции на результаты исследований

Построена зависимость между «ЯМР-сигнал по амплитуде» и объемом глинистого цемента (рис. 4). Объем глинистости образцов меняется в интервале 5,5-27,6%, «ЯМР-сигнал по амплитуде» представлен временем релаксации 1-18 мс.

Рис. 4. Влияние объема и типа глинистых минералов на результаты ЯМР-релаксометрии

Для каолинитового типа глин по графику отмечается линейная зависимость. С ростом глинистости сигнал ЯМР смещается в область коротких времен релаксации с 18 до 1 мс. Такое поведение объясняется структурными особенностями минерала. Увеличение каолинита в поровой среде ведет к вытеснению остаточного флюида из пор. В большей степени сокращаются участки капилляров и пор малого размера, где остаточный флюид приобретает форму в виде тонкой пленки вокруг глинистых частиц [5]. Таким образом, определив значение «ЯМР-сигнал по амплитуде», можно ориентироваться на объем глинистости и количество остаточного флюида в поровой среде. Для хлоритового типа глин по графику отмечается полиномиальная зависимость. Хлоритовый тип глинистости за счет морфологии глинистых частиц соответствует «ЯМР-сигналу по амплитуде» в интервале 1-8 мс. Наибольшее значение «ЯМР-сигнал по амплитуде» представлено для образцов с объемом глинистости 10-20%. Образцы с глинистостью менее 10% и более 20% по времени релаксации не превышают 4 мс. Определение хлоритового типа глин в породе, помимо ЯМР-релаксометрии, требует дополнительных методов исследования.

Результаты оценки «ЯМР-сигнал по амплитуде» при объемной глинистости в образцах до 10, 10-20 и более 20% представлены в табл. 1. По результатам исследований коллекция образцов керна поделена на 6 групп (рис. 5). Уменьшение проницаемости связано с образцами хлоритовой группы. Как правило, объем глинистости в таких образцах составляет не менее 10%, параметр проницаемости не превышает 10 мД. Максимальной проницаемостью обладают группы образцов керна с объемной глинистостью до 10%, при этом глинистый цемент может быть представлен как каолинитом, так и хлоритом.

Рис. 5. Выделение участков по пористости и проницаемости с учетом влияния глинистой фракции

Выводы

В зависимости от влияния глинистого фактора на фильтрацию флюида в поровой среде (по результатам ЯМР-исследований и анализа лабораторных данных) коллекцию образцов керна можно разделить на 6 групп, которые могут быть использованы:

– в качестве диагностических признаков при изучении условий формирования осадочных пород;

– на практике при характеристике наиболее оптимальных участков разработки Тайлаковского месторождения.

При условии, что объемная глинистость в образцах не превышает 20%, распределение времени релаксации для каолинита составляет 8-18 мс, что характерно для капилляров и пор малого размера, распределение времени релаксации для хлорита составляет 1-8 мс, что характерно для прочносвязанного флюида, граничащего с твердой фазой. Значение времени релаксации, разделяющее образцы на каолиниты и хлориты, соответствует 8 мс. В образцах с глинистостью более 20% результаты ЯМР-исследований не позволяют выделять типы глинистых минералов.

В случаях, когда глинистый цемент сложен каолинитом, для образцов керна с остаточным флюидом может быть использована линейная зависимость (рис. 4), позволяющая по результатам ЯМР-релаксометрии оценить объем глинистости поровой среды.

Выражаю искреннюю благодарность за помощь и консультации при написании работы моему руководителю Ю.К.Доломанскому.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. — М.: Недра, 1986.

2. Coates G.R., Lizhi Xiao and Prammer M.G., NMR Logging, Principles&applications. Hulliburton Energy Services Publishing, Houston, 2000, 234p.

3. Matteson A. et.al., NMR relaxation of Clay-Brine Mixtures., 1998 SPE paper 49008. Schlumberger Doll Research.

4. Зубков М.Ю. Остаточная вода в обломках и цементе продуктивных отложений юрского возраста Красноленинского свода (Западная Сибирь) // Геология нефти и газа, No1, 2013.

5. Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. — М.: Наука, 2001.

6. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазо-насыщения горных пород.- М.: Недра, 1975, 344 с.