Комплексное определение петрофизических свойств продуктивных отложений методом ЯМР

Начиная с 90-х гг. XX в. метод ядерного магнитного резонанса (ЯМР) получил широкое распространение при изучении петрофизических свойств коллекторов нефти и газа (как в лаборатории, так и в скважине ‒ ядер-ный магнитный каротаж), а также исследовании свойств пластовых флюидов (Джафаров и др., 2002).

Исследования горных пород и флюидов методом ЯМР основаны на изучении резонансного поглощения электромагнитной энергии ядрами атомов водорода. Метод ЯМР является уникальным неразрушающим методом исследования горных пород и позволяет определять такие важные характеристики коллекторов, как коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, структуру пустотного пространства, распределение по типам пористости, смачиваемость и другие (Коатес и др., 1999; Борисенко и др., 2017; Вавилин и др., 2011; Куляв-цев, Федорцов, 2017; Looyestijn и др., 2017;

Brandimarte и др., 2017; Valori, Nicot, 2018; Dick и др., 2018).

Цель данной работы ‒ комплексное изучение петрофизических характеристик продуктивных отложений одного из месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции методом ЯМР.

Объектом исследования являются тур-нейские, визейские (радаевские, бобриков-ские и тульские терригенные), башкирские и московские отложения, изученные по керну одной из разведочных скважин месторождения, расположенного на территории Пермского края.

Экспресс-оценка коэффициента пористости методом ЯМР

Пористость горных пород определяют различными методами: жидкостенасыщения (метод И. А. Преображенского), ядерного магнитного резонанса (ЯМР), газоволюметрическим, а также парафинизации (метод Мельчера). Наибольшее распространение в

практике лабораторных исследований получили первые три способа (Иванов, Калмыков и др., 2008).

Согласно ГОСТ 26450.0‒85, перед проведением исследований пустотное пространство образцов необходимо очистить от содержащихся в нем нефти, битумов, а также солей (экстрагирование породы). Процесс очистки может продолжаться от нескольких часов до нескольких суток и более. Помимо этого, в ходе экстракции слабосцементиро-ванные образцы могут разрушиться. При определении пористости породы методом жидкостенасыщения или газоволюметрическим методом игнорирование этапа экстракции образцов может привести к занижению коэффициента пористости (особенно в случае нефтенасыщенных образцов) из-за того, что часть пустотного пространства занята остаточными флюидами или битумом. Однако метод ЯМР позволяет решить данную проблему: сигнал, получаемый при исследованиях, будет учитывать нефть, воду и битум, занимающие часть пустотного пространства.

С целью апробации методики экспресс-оценки коэффициента пористости методом

ЯМР были проведены ЯМР-исследования 53 неэкстрагированных образцов керна одной из скважин изучаемого месторождения.

Предварительно все образцы были высушены в сушильном шкафу для удаления легких фракций углеводородов и адсорбированной из воздуха воды, а затем донасыщены керосином. После проведения ЯМР-исследований образцы были проэкстрагиро-ваны и определен коэффициент открытой пористости методом жидкостенасыщения, согласно ГОСТ 26450.1‒85, с целью сравнения полученных результатов. Абсолютная разность между значениями коэффициента пористости, определенного методом жидкостенасыщения, и значениями, полученными методом ЯМР, изменяется в диапазоне от 0,01 до 3,35 %, составляя в среднем 0,36 %. Для наглядного представления полученных результатов на рис.1изображен график сравнения значений коэффициента пористости, определенных методом жидкостенасыщения на экстрагированных и насыщенных моделью пластовой воды образцах и методом ЯМР на неэкстрагированных и насыщенных керосином образцах.

Коп (метод жидкостенасыщения), %

Рис. 1. Сравнение значений коэффициента пористости, определенных методами ЯМР и жидкостенасыщения

По рис.1видно, что из общей зависимости выделяются два образца (обозначены оранжевыми квадратами). Разность между значениями коэффициента пористости, определенными различными методами, составляет 3,35 и 2,21 % соответственно. Возможной причиной расхождения результатов может быть закупоривание пор неэкстраги- рованных образцов твердыми углеводородными соединениями (асфальтены, смолы, парафины и т.д.), а также солями, которые не

-

В целом проведенные исследования показывают хорошую сходимость результатов, полученных методом ЯМР на неэкстрагиро-ванных насыщенных керосином образцах, с данными, определенными стандартным методом жидкостенасыщения, что говорит об эффективности экспрессной оценки коэффициента пористости методом ЯМР и возможности ее внедрения в практику лабораторных исследований.

Исследование структуры пустотного пространства горных пород методом ЯМР

При условии полного насыщения образца керна одним флюидом и отсутствии градиента магнитного поля время поперечной ре- та, определяется следующим выражением :

=        ,             (1)

2 ‒

‒ мкм/мс;

Ѕ/V ‒ 2          3_.

(1), поперечной релаксации пропорционально размеру поры (площади удельной поверхности), что позволяет рассматривать ЯМР в качестве одного из методов изучения структуры пустотного пространства.

На 72 стандартных образцах керна продуктивных отложений изучаемого месторождения были проведены комплексные

- определение коэффициентов общей пористости и остаточной водонасыщенности, построение распределений различных типов пористости по временам поперечной релак-

2 от связанной.

В таблице представлены основные статистические характеристики результатов проведенных исследований.

- тивным отложениям

Возраст	К„ , %	Ков, %	Т 2 гр, МС	Вклад в общую пористость, %
				Глинисто -связанная вода и микропористость	Капиллярно -связанная вода	Эффективная пористость	Каверновая пористость
C 2 vr	11,53 ± 5,82 1,51 ‒ 20,14	57,20 ± 28,14 20,37 ‒ 93,74	181,13 ± 123,38 30,66 ‒ 419,66	9,35 ± 18,95 0,06 ‒ 61,93	47,85 ± 23,82 18,75 ‒ 79,42	26,13 ± 15,51 4,46 ‒ 52,99	16,67 ± 19,23 0,35 ‒ 50,95
C 2 b	4,10 ± 3,02 1,03 ‒ 10,61	69,47 ± 22,96 23,72 ‒ 90,77	268,55 ± 214,79 49,25 ‒ 679,04	11,17 ± 10,06 0,31 ‒ 27,13	58,30 ± 16,94 23,20 ‒ 79,23	12,30 ± 7,84 3,52 ‒ 35,77	18,23 ± 22,26 0,00 ‒ 69,13
C 1 tl	12,50 ± 8,11 0,89 ‒ 20,77	63,23 ± 24,07 5,67 ‒ 84,19	31,46 ± 18,23 7,49 ‒ 61,92	25,77 ± 23,32 0,74 ‒ 71,86	37,46 ± 20,13 4,93 ‒ 74,12	36,77 ± 24,07 15,81 ‒ 94,33	-
C 1 bb	14,70 ± 5,60 7,65 ‒ 23,58	55,82 ± 31,72 4,24 ‒ 86,42	30,07 ± 26,40 3,45 ‒ 71,00	35,88 ± 37,60 0,22 ‒ 85,49	19,94 ± 20,04 0,93 ‒ 62,81	44,18 ± 31,72 13,58 ‒ 95,76	-
C 1 rd	12,76 ± 2,85 9,50 ‒ 14,74	83,93 ± 3,20 80,25 ‒ 86,12	38,41 ± 38,55 10,87 ‒ 82,47	30,34 ± 26,32 7,38 ‒ 59,07	53,59 ± 24,26 26,35 ‒ 72,87	16,07 ± 3,20 13,88 ‒ 19,75	-
C 1 t	6,59 ± 4,18 0,97 ‒ 14,63	47,33 ± 21,52 16,43 ‒ 93,55	193,02 ± 103,78 10,17 ‒ 408,15	8,43 ± 12,57 0,85 ‒ 49,90	38,86 ± 16,20 15,14 ‒ 80,00	32,43 ± 13,11 5,95 ‒ 55,40	20,27 ± 18,22 0,00 ‒ 64,31

Примечание: в числителе указаны среднее арифметическое значение ± среднее квадратическое отклонение, в

‒

По результатам проведенных исследований выявлено, что наибольшим содержанием свободного флюида (сумма эффективной и каверновой пористостей) в объеме пустотного пространства характеризуются отложения турнейского века, а самые высокие значения остаточной водонасыщенности (сумма гли-

-

-

.

тивные отложения неоднородны по структуре пустотного пространства.

В качестве примера на рис. 2 наглядно представлен вклад различных типов пористости в общее пустотное пространство в зависимости от глубины отбора образцов для турнейских отложений. По графику видно, что в разрезе встречаются как зоны развития коллекторов, так и пород-флюидоупоров

(граница коллектор ‒ условно) .

На рис . 3 приведено сопоставление коэффициентов пористости и остаточной водона-сыщенности, определенных методом ЯМР и стандартными методами (жидкостенасыще-ния и капилляриметрии). Стоит отметить хорошую сходимость полученных результатов.

□ Глинисто-связанная вода (CBW) и микропористость ■ Капиллярно-связанная вода

□ Эффективная пористость

■ Каверновая пористость

Рис. 2. Вклад в общую пористость различных типов пористости в зависимости от глубины отбора образца (С 1 t)

Рис. 3. Сравнение коэффициентов пористости и остаточной водонасыщенности, определенных стандартными методами и методом ЯМР

Определение глинистости терригенных пород по данным ЯМР

Одним из параметров, оказывающих существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), водоудержива ющую способность и другие характеристики коллекторов, является глинистость (Добрынин и др., 2004). Под глинистостью пород понимается их свойство содержать частицы с эффективным диаметром менее 0,01 мм (Кобранова, 1986) . Содержание частиц дан- ного размера определяют в рамках гранулометрического анализа терригенных пород. Гранулометрический состав пород изучают различными методами: ситовым, седиментационным, а также методом лазерной дифракции (Иванов, Бурлин и др., 2008). Указанные методы достаточно трудоемки и занимают продолжительное время.

Вопросы оценки количественного содержания глинистых частиц в породах методом ЯМР в литературе практически не освещены. Определение глинистости пород по резуль

- того, что аппаратура данного метода позволяет регистрировать сигнал от воды, адсорбируемой на поверхности глинистых частиц

.

Так как протоны, которые содержатся в пленке, обволакивающей глинистые частицы, релаксируют очень быстро, то времена

2: общепринятой отсечкой, разделяющей гли-

-

.

увеличением количества глинистых частиц в породе среднее логарифмическое значение 2 logmean будет смещаться в область малых значений. Данный показатель определяется по формуле

™                 (T2j)

T2logmean=10           ,

2 logmean ‒

2, мс;

i ‒ i- j-

2j

«

- глинистых образцов керна и типизация пла

-

» (2017)

ность прогнозирования объемного содержания глинистых частиц и определения типа глинистых минералов по данным ЯМР для

- ригенных разрезов Западной Сибири. Для территории Пермского края такие исследования не проводились.

С целью изучения возможности определения содержания глинистых частиц в терригенных породах методом ЯМР был прове- 6

керна визейских терригенных отложений изучаемого месторождения методом лазерной дифракции, по результатам которого было вычислено объемное содержание глинистых частиц в породе. Гранулометрический состав был определен у образцов, на

-.

Для наглядного представления влияния количества глинистых частиц в образце на

. 4

ристости по временам поперечной релакса- разцов. Коэффициенты объемной глинистости составляют 42,3 и 13,2 % соответственно. По графику видно, что модальное значе- разца, характеризующегося большей глинистостью, смещено в область меньших значений, что указывает на высокое содержание пелитовых частиц.

В результате аппроксимации экспериментальных данных получены следующие регрессионные уравнения, позволяющие на ос

- гнозировать значения коэффициента глинистости:

• 1.    = 8,548e^0,016CBW, R²= 0,71;

• 2.     = 29,974T 2 logmean^-0,314, R² = 0,64

• 3.     = 24,507T 2 logmean^-0,425, R² = 0,64

(для полностью водонасыщенных образцов);

,

‒ сти, %;

2 logmean ‒

2, мс;

CBW ‒

-.

Видно, что наиболее тесная связь коэффициента объемной глинистости установле-

-

CBW . 5).

Рис. 4. Распределение ЯМР пористости по временам поперечной релаксации Т2 для двух терригенных образцов с различной глинистостью

-              CBW), %

Рис. 5. График зависимости коэффициента объемной глинистости от вклада в общую пористость глинисто-связанной воды

Выводы

- продуктивных отложений одного из место

- ной провинции показали эффективность метода ЯМР при определении свойств горных пород, необходимых для петрофизического обеспечения подсчета запасов, а также раз

.

В результате исследований опробована и

- оценки коэффициента пористости методом ЯМР, которая позволяет оперативно (2 дня вместо нескольких недель) определять ем костные характеристики пород, пропустив этап экстрагирования образцов (актуально

.

Определены коэффициенты пористости и остаточной водонасыщенности, вклад различных типов пористости в общую пори-

Получены эмпирические зависимости для определения коэффициента объемной глини-- визейских терригенных отложений.