К оглавлению

УДК 552.578.2.061.4:543.5

Исследование фильтрационно-емкостных свойств и структурных характеристик нефтесодержащих пород импульсным методом ЯМР

Б. И. ТУЛЬБОВИЧ, 3. Р. БОРСУЦКИЙ, А. А. ЗЛОБИН (ПермНИПИнефть)

Широкое применение импульсного метода ЯМР для определения проницаемости, нефтенасыщенности и структурных особенностей порового пространства пород-коллекторов в значительной мере зависит от того, насколько надежно он позволяет оценить количество остаточной воды. Методика определения пористости с помощью ЯМР достаточно подробно описана [2], поэтому на ней останавливаться не будем.

Под остаточной водонасыщенностью понимается такое ее содержание в поровом пространстве, которое целиком определяется структурой, свойствами поверхности породы и физическими условиями моделирования, выбранными в соответствии с условиями залегания образца породы в пласте. Данные импульсного метода ЯМР характеризуют связанную воду, поскольку времена релаксации и относительные доли молекул воды в различных фазах, находящихся в поровом пространстве, в большей степени описывают энергетическое состояние молекул воды. При этом под связанной понимают ту часть воды, которая наиболее сильно взаимодействует с поверхностью пор и каналов. Поэтому остаточная вода, получаемая при различных условиях и методах моделирования (капилляриметрия, центрифугирование, сушка, капиллярная вытяжка и т.д.), и связанная вода по данным импульсного метода ЯМР в общем случае различны.

Задача исследования состоит в том, чтобы, используя информативность и экспрессность метода ЯМР, установить корреляционные зависимости между релаксационными ЯМР-параметрами, с одной стороны, и остаточной водонасыщенностью, фильтрационно-емкостными и структурными характеристиками коллекторов нефти и газа, с другой. При этом предполагается использовать результаты, полученные при изучении модельных систем пород-коллекторов [1].

При таком подходе не используется значение критических времен релаксации и не требуется построения кривой связанной воды для образцов с монокомпонентной релаксационной характеристикой [2, 4].

Установление искомых корреляционных связей может производиться с использованием как отдельных компонентных значений Т₁ и Т₂, так и их интегральных величин, представляющих комбинации отдельных компонент. Оба указанных подхода следует признать равноправными. При получении корреляционных связей наряду со спин-решеточным временем релаксации Т₁ использовано также спин-спиновое время релаксации Т₂.

Методика проведения измерений состоит в следующем. Газопроницаемость и пористость определяли общепринятым способом соответственно на приборе ГК-5 и насыщением по керосину методом Преображенского. Остаточную воду моделировали в групповых воздушных капилляриметрах при давлении вытеснения воздуха 0,16-0,18 МПа. Релаксационные характеристики измеряли на импульсном спектрометре «Миниспек Р-20», фиксируя выходную кривую релаксации с помощью графопостроителя Н-306 с различным разрешением в зависимости от ее участка. Отношение временных шагов для трех различных частей экспериментальной кривой составляло 20:5:1. Выделение отдельных компонент проводилось по методике графического вычитания ординат суммарной кривой, построенной по 100 точкам. Время Т₁ измеряли с применением последовательности сдвоенных 90-градусных импульсов, а время Т₂ - с использованием программы Карра-Парселла.

Времена релаксации определены для полностью водонасыщенных образцов и образцов с остаточной водой. Всего было изучено более 350 терригенных и карбонатных образцов с межзерновым типом пористости. Моделью пластовой воды служил 4 н. раствор NaCl.

Из изученных образцов терригенных пород с остаточной водой 87 % имеют две фазы и только 13% - три, тогда как для карбонатных пород соответствующие группы составляют 76 и 24 %.

Диапазоны изменения времен Т₁ и Т₂ для терригенных и карбонатных пород, полностью насыщенных 4 н. раствором NaCl с остаточной водой, по капилляриметрии, приведены в таблице. Из нее следует, что различные физико-химические свойства поверхности песчаников и известняков особенно четко проявляются при сравнении величин времен релаксации, когда измерения выполнены на протонах остаточной воды. В этих случаях различие составляет в среднем от 3 до 8 раз.

Полученные результаты подтверждают, что ЯМР-релаксация протонов остаточной воды в образцах горных пород соответствует существующим представлениям о поведении молекул жидкости в статистически тонком слое на твердой поверхности.

Практический интерес представляет сравнение результатов, полученных на образцах известняков и песчаников, полностью насыщенных водой. При этом свойства поверхности (см. таблицу) отражаются только на величинах Т₁, а величины Т₂ обоих типов пород имеют практически одинаковый диапазон изменения. Первое свидетельствует о целесообразности использования Т_1а-с для анализа преимущественно свойств поверхности пород-коллекторов. Второе дает основание для поиска взаимосвязи данных по Т₂ со структурными характеристиками пород-коллекторов, так как для насыщенных образцов, во-первых, вполне очевидна второстепенность влияния химических свойств поверхности на Т_2а-с, а во-вторых, можно предположить, что величины Т_2а-с в микрообъемах определяются в основном процессами диффузии, которые, несомненно, зависят от структуры порового пространства.

Экспериментальные данные показывают, что в терригенных и карбонатных коллекторах остаточная вода неоднородна и состоит из нескольких фаз, одна или две из которых по значению времен  и  могут быть отнесены к объемной. Количественно эта фаза характеризуется коэффициентами. Целесообразно поэтому ввести коэффициент связанной воды Кс.в, характеризующий ту часть остаточной воды, которая наиболее сильно взаимодействует с поверхностью пор и каналов:

где Ко.в - коэффициент остаточной воды, в %, - то же, в долях единицы.

Время релаксации, относящееся к связанной воде, отражает подвижность молекул наиболее близких к поверхности слоев воды и характеризует физико-химические свойства поверхности коллектора, а также их изменение под влиянием различных факторов. Доля Кс.в в остаточной воде может быть найдена из уравнения регрессии:

выведенного по экспериментальным данным. Тесно коррелирует Кс.в также со структурным параметром N, учитывающим фильтрационные и емкостные свойства пород:

где Кпр.г - коэффициент проницаемости по газу, мкм²; Кп - коэффициент пористости, %.

Для терригенных и карбонатных пород получены уравнения

с коэффициентами корреляции соответственно -0,88 и -0,95.

Коэффициент остаточной воды может быть оценен по статистически рассчитанным зависимостям с использованием отдельных компонент времен релаксации Т₁ и Т₂ при полном насыщении порового пространства пород. Так, для терригенных пород нижнего карбона и девона Пермской области получены следующие уравнения:

где величины Т_1а__в и Т_2а-в даны в мс, Ко.в в %.

Для карбонатных пород (изучено более 200 образцов) зависимости остаточной воды от релаксационных характеристик установить не удалось. Без предварительного выделения типов карбонатных пород наблюдается лишь тенденция роста отдельных компонент Т_1а-в с улучшением коллекторских свойств.

Практически важной, особенно в перспективе применения ЯМК, является возможность определения фильтрационно-емкостных свойств пород по измеренным релаксационным характеристикам протонов, когда образцы полностью насыщены водой. Полученная взаимосвязь отдельных компонент времени релаксации Т₂ с комплексным параметром позволят только по релаксационным характеристикам без дополнительных условий определять коэффициент проницаемости или параметр N, пропорциональный среднему радиусу поровых каналов. Для терригенных пород в этом случае имеем

Для карбонатных пород среднего карбона Пермской области получены следующие уравнения:

На рис. 1 приведены зависимости T_2B=f(r) для терригенных и карбонатных пород, где r=28,2 N. Обращает на себя внимание тот факт, что при одинаковых средних эквивалентных радиусах поровых каналов Т_2в в терригенных породах меньше, чем в карбонатных, причем разница уменьшается с ростом N. Аналогичные результаты получены и для Т_2а. Поскольку химические свойства поверхности в меньшей степени влияют на величину спин-спинового времени релаксации, различие в Т_2в для одинаковых эквивалентных радиусов поровых каналов свидетельствует о влиянии на процессы диффузии молекул воды в поровом пространстве не только величины среднего размера поровых каналов, но и функции распределения их по размерам. Ранее [3] было показано, что указанные функции распределения существенно различны для терригенных и карбонатных пород.

Уравнения, связывающие удельную поверхность фильтрации Sф с параметром N [3], имеют высокие коэффициенты корреляции (более 0,9), что позволяет по релаксационным данным определить величину удельной поверхности фильтрации. Так, для терригенных пород

для карбонатных соответственно

где Sф дано в 1/м, Т_2а-в - в мс.

Следует также отметить, что величины отношения a= T_1a/T_2a совершенно различны для пород с низкой и высокой проницаемостью. Если для 6 образцов алевропесчаников со средней проницаемостью 0,0025 мкм² a=16, то для 11 образцов песчаников, имеющих среднюю проницаемость 0,303 мкм² a=1,6. Это различие в величине a в основном определяется изменением среднего размера поровых каналов, что следует из данных, полученных на модельных системах [1]. На рис. 2 показано изменение a в зависимости от характерного размера модели l. Видно, что, начиная с l~30-20 мкм, a функционально зависит от размера каналов, щели или расстояния между прутками.

Использование a может оказаться в дальнейшем полезным при разделении пород на коллектор - неколлектор.

Выводы

1. Комплекс ЯМР дополнен релаксационными характеристиками, используемыми при исследовании пород - коллекторов нефти и газа за счет дополнительного измерения спин-спинового времени релаксации.

2. Для терригенных и карбонатных пород с межзерновым типом пористости получены тесные корреляционные зависимости между ЯМР-релаксационными характеристиками (T₁ Т₂) и фильтрационно-емкостными свойствами, остаточной водой по методу капилляриметрии, удельной поверхностью фильтрации, средним эквивалентным радиусом поровых каналов. Полученные зависимости могут быть использованы также при анализе бурового шлама.

3. Показана возможность и определены условия оценки связанной воды по данным ЯМР.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Борсуцкий 3.Р., Тульбович Б.И., Злобин А.А. ЯМР протонов воды в системах, моделирующих нефтесодержащие породы. - Геология нефти и газа, 1982, № 6, с. 36-38.

2. Определение коллекторских свойств горных пород импульсным методом ЯМР. Методические указания / В.Д. Неретин, Я.Л. Белорай, В.Н. Чижик и др. М„ ВНИИЯГГ, 1978.

3. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1979.

4. Timur A. Pulsed nyclear magnetic resonance studies of porosity, movable fluid, permeability of sandstone.- J. of Petr. Techn., 21, № 6, 1969, p. 775-786.

Поступила 6/IX 1982 г.

Таблица Диапазон изменения времен релаксации протонов воды в терригенных и карбонатных коллекторах

Тип породы, отложения	Спин-решеточное время релаксации, мс			Число изученных образцов	Спин-спиновое время релаксации, мс			Число изученных образцов
	Т1а	Т1в	Т1с		Т2а	Т2в	Т2с
Песчаники, C1jsp - D	800-50	400-10	40-0,2	105	650-10	80-1,0		45
	350-20	50-5	7-2,5	40	30-2,0	5,0-0,5	-	43
Известняки, С2b - C1t	2100-100	600-50	270-4,0	130	700-10	75-2,0	8-0,1	45
	1300-120	250-20	25-8,0	104	240-10	30-1,0	-	65

Примечание. В первой и третьей строках приведены данные для образцов, в которых поровый объем полностью насыщен 4 н. раствором NaCl; во второй и четвертой строках-остаточная водонасыщенность создана по методу капилляриметрии.

Рис. 1. Зависимость спин-спинового времени релаксации Т_2В от среднего размера поровых каналов для терригенных (1) и карбонатных (2) пород

Рис. 2. Зависимость отношения времен релаксации T₁/T₂ от характерного размера 1 моделей.

1-стеклянные капилляры (l - внутренний радиус); 2- стеклянные стержни (l - эквивалентный радиус); 3 - фторопластовые пластинки (l - зазор между пластинками)