|
© В.В. Поспелов, 2005 |
ПЕТРОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ И ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА ПОРОД ФУНДАМЕНТА ЮЖНОГО ШЕЛЬФА ВЬЕТНАМА
В.В. Поспелов (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина)
Коллекторские свойства пород фундамента формировались под действием ряда факторов, главными из которых следует считать тектоническую активность, гидротермальную деятельность, пневматогенную минерализацию и дегидратацию пород. Все эти процессы носят вторичный характер, а их последовательность связана с историей происхождения и геологического развития гранитоидного массива. Воздействие перечисленных факторов обусловило субгоризонтальную и субвертикальную зональность распределения проницаемых участков в разрезе фундамента и формирование трех типов пустотности, определяющей фильтрационно-емкостные свойства пород: трещинную, трещинно-каверновую и блоковую. Последняя, в отличие от хорошо изученных карбонатных коллекторов, только частично может быть отнесена к межгранулярной (межкристаллической). Основной объем пустот в блоковой части магматических коллекторов, по нашим данным, принадлежит микротрещинам и микрокавернам.
Особый тип пустотности свойственен цеолитам - минералам вторичного происхождения, широко распространенным в породах фундамента, особенно в зонах дробления (трещиноватости). Свойства цеолитов и их роль в формировании коллекторов и процессах разработки рассмотрены В.В. Поспеловым, О.А. Шнипом (1995), В.В. Поспеловым (1997) и др.
Петрофизические параметры, определяемые по керну лабораторными способами, характеризуют блоковую (матричную) часть породы или наиболее плотные, слаботрещиноватые участки разреза. Для них типичны низкие значения пористости по ГИС, асимметричное распределение, линейная связь с интервальным временем пробега упругих волн. Наблюдаемая левая асимметрия распределения открытой пористости по керну, типичная как для Центрального, так и Северного сводов месторождения Белый Тигр, может объясняться вкладом микротрещин, преобладающих в пустотном пространстве в исследованных гранитоидах (рис. 1). Подчеркнем, что керн характеризует только матрицу гранитоидного коллектора. Микроскопические исследования свидетельствуют о присутствии в ней мелких, в первом приближении изометричных микрокаверн и микропор, соединенных между собой тонкими каналами - микротрещинами. В связи с этим модель коллектора в гранитоидах фундамента с учетом макротрещин - основных путей фильтрации - в первом приближении может быть представлена следующим образом (рис. 2). Эта модель является некоторым усложнением блоковой модели трещиноватых пород-коллекторов, распространенной в петрофизике карбонатов (Warren J.W., Root P.J., 1963).
К основным отношениям компонентов пустотного пространства относятся следующие.
1. Общая пористость коллектора
2. Пористость матрицы
3. Эффективная пористость коллектора
где
Кптр- пористость макротрещин; Кпкав
- каверновая пористость;
- эффективная (нефтенасыщенная)
и “закрытая” (неэффективная) пористости матрицы соответственно.
Размер межзерновых (межкристаллических) пор матрицы по данным растровой электронной микроскопии и ртутной порометрии изменяется от 0,01 до 0,20 мм, рас- крытость микротрещин достигает 0,05 мм. Часть микропор изолирована, возможно, это пузырьковые камеры, образовавшиеся при остывании магмы, а также полости цеолитов, размер “окон” которых исключает фильтрацию, но допускает проникновение и капсулирование газово-жидкой фазы (Поспелов В.В., Шнип О.А., 1995). “Закрытая” пористость по результатам измерений гелиевым пикнометром составила для гранитоидов фундамента 0,2-1,2 %.
Петрофизическая модель коллектора в фундаменте выглядит как плотная низкопористая и практически непроницаемая матрица, разделенная на блоки макротрещинами и кавернами высокой проницаемости и раскрытости преимущественно размером от 0,5 до 3,0 см. Окаймляющая трещины периферийная зона блока сложена вторично-измененными участками пород с пористостью до 10 % и микротрещинами. Проницаемость этих участков на месторождении Белый Тигр достигает нескольких десятков квадратных микрометров. Таким образом, в отличие от классической модели карбонатного коллектора, блок матрицы обладает градиентом пористости по нормали к оперяющей трещине и включает некоторое число хаотически ориентированных микротрещин с раскрытостью 10-50 мкм и густотой от 0,4 до 2 см-1. По нашим данным, размеры микротрещиноватых зон, примыкающих к макротрещинам, не превышают 8-10 см. По-видимому, эти зоны, первично водонасыщенные, в процессе дренирования залежи могли частично заполняться нефтью, преодолевая капиллярное давление в микротрещинах и микропорах блоков.
Проницаемость кристаллических пород фундамента
Проницаемость как кристаллических, так и плотных карбонатных пород складывается из проницаемости матрицы (блока) и системы макротрещин. Первую можно оценить, определив, например, средний радиус фильтрационных пор в шлифе по формуле Котяхова:
где К- проницаемость; Кпбл - пористость матрицы (первичная); j - фактор формы, обычно равный 0,5/Кпбл.
Из формулы легко получить, что для К= 10*10-4 мкм2 и Кпбл = 0,2 средний радиус пор (каналов) равен 0,1 мкм. Фильтрация нефти при таком радиусе пор согласно Е.С. Ромму и Л.И. Орлову возможна при перепаде давления в образце выше 2 МПа.
Проницаемость,
рассчитанная таким способом, является как бы “первичной”. Присутствие вторичной
системы пор, прежде всего ориентированных по потоку трещин, резко увеличивает
проницаемость. Действительно, из уравнения Буссинеска проницаемость единичной
трещины с раскрытостью d, ориентированной под углом 
к потоку, можно рассчитать по
формуле
Для системы п трещин одинаковой ориентации, но с различной раскрытостью
Расчет по последней формуле или формулам, полученным совместным решением уравнений Дарси и Пуазейля, как это показано R.Aguilera (1980), дает для раскрытости 0,2 мм проницаемость трещины Kтр = 54[1]10-2 мкм2.
Таким образом, сравнивая проницаемость первичных (матричных) пор, рассчитанную указанным способом по анализам шлифов, с полученной при гидродинамических испытаниях или по приведенным формулам, можно оценить вклад вторичных пор (трещин и каналов растворения) в общую фильтрационную способность коллектора. При этом был обнаружен эффект возрастания проницаемости гранитоидов в результате теплового разуплотнения [1, 2]. Практически непроницаемые в атмосферных условиях образцы (10-9-10-8 мкм2) с ростом температуры и давления способны пропускать гидротермальные растворы, что возможно лишь при проницаемости не ниже 10-6 мкм2. Для гранитов характерно значительное возрастание проницаемости при повышении температуры в области сравнительно низких давлений (2-7)*105 Па.
Рост проницаемости гранитоидов с повышением температуры объясняется, по-видимому, их интенсивным разуплотнением в результате возникающих термических напряжений минеральных компонентов и различием коэффициентов теплового расширения. Следствием этого является образование микротрещин и микропустот, повышающих проницаемость породы.
Фильтрационная способность гранитоидов месторождения Белый Тигр определяется наличием, сообщаемостью, раскрытостью и характером заполнения микро- и макротрещин. Резкое различие начальных дебитов соседних скважин, особенно на Северном куполе, и быстрое их падение, по нашим данным, связано как с гидродинамическим фактором, так и с “залечиванием” каналов фильтрации вторичными образованиями, прежде всего кальцитом.
Проницаемость Кпр матрицы измерялась на керне (рис. 3), однако его низкая представительность заставляет с осторожностью относиться к результатам осреднения. Об этом свидетельствует и большой разброс значений Кпр матрицы, даже для литологически выдержанных интервалов, кроме того, значение проницаемости, установленное на керне разного диаметра, может отличаться на порядок и больше. По-видимому, в этой ситуации следует отдать предпочтение результатам оценки Кпр по гидродинамическим исследованиям. Характерная форма кривых восстановления давления, присущая трещинному коллектору, в ряде случаев позволяет разделить блоковую и трещинную проницаемость (Кошляк В.А., 2002).
Падение давлений в матрице и микротрещинах в зависимости от времени аппроксимируется двумя уравнениями (модель Уоррена-Рута), а графически - двумя асимптотами. Результаты расчетов, выполненных в СП “Вьетсовпетро”, дали значения средней проницаемости дренируемой толщи на Северном своде 87*10-3 мкм2, на Центральном - 177*10-3 мкм2. Проницаемость матрицы по этим же данным составила 11*10-3 и 16*10-3 мкм2 соответственно. Возможно, отдельные интервалы могут иметь гораздо большую проницаемость, так как измерения проводились по всей продуктивной толще, включая неприточные зоны.
Выполненные нами исследования зависимости проницаемости гранитоидов фундамента месторождения Белый Тигр от эффективного давления показали следующее (Измерения выполнены А.А. Фоминым (ИГиРГИ).).
1.
Проницаемость
Кпр во всех исследованных образцах
гранитов, гранодиоритов и кварцевых монцонитов уменьшается на порядок и больше
с увеличением эффективного напряжения от 0 до 50 МПа, что связано, по-видимому,
с деформацией микротрещин. Наиболее резкое изменение проницаемости наблюдается
в диапазоне 
до 20 МПа.
2.
Верхний
предел упругих деформаций микротрещин
, определяемый согласно В.М. Добрынину отношением
, для глубины около 3500 м (dэф; 50 МПа), равный
0,27*10-2 МПа, не достигнут ни для одного образца исследованной
коллекции.
3.
На
некоторых графиках зависимости Кпр от 
отмечается гистерезис прямого и
обратного хода измерений (образец БТ-80/2-1-19А и др.), связанный, по-видимому,
с остаточными деформациями скелета породы после снижения нагрузки.
Таким образом, результаты экспериментов свидетельствуют о весьма существенной зависимости проницаемости трещиноватых гранитоидов от эффективного напряжения. Резкое увеличение Кпр при выносе керна из скважины на поверхность требует измерения этого параметра на образцах керна в условиях, моделирующих пластовые.
Остаточная вода в нефтенасыщенных кристаллических породах
Под термином “остаточная вода”, или “остаточное водонасыщение” будем понимать количество воды, оставшееся в поровом пространстве коллектора при заполнении ловушки УВ. Очевидно, что в формировании остаточной водонасыщенности магматических пород основную роль играет матрица коллектора благодаря тонкопоровой структуре пустотного пространства - микротрещин и микропор - и изначальной гидрофильности минеральных компонентов гранитоидов.
Содержание остаточной воды характеризуется коэффициентом Кво = Vов/Vп, где Vов и Vп- объемы остаточной воды и порового пространства соответственно. Значение Кво зависит от ряда факторов, основные из которых следующие:
· степень гидрофильности минеральной фазы;
· геометрия пустотного пространства, размер каналов фильтрации и удельная поверхность породы;
· соотношение сил, способствующих и препятствующих перемещению различных видов остаточной (погребенной) воды;
· термобарические условия дренирования залежи.
Причиной существенных расхождений результатов измерения остаточной водонасыщенности различными методами являются рассмотренные особенности пустотного пространства гранитоидных коллекторов. В лаборатории моделирования пластовых условий НИПИморнефтегаз СП “Вьетсовпетро” значения Кво в гранитоидах из продуктивной части разреза фундамента Центрального свода месторождения Белый Тигр, определенные способами капиллярной вытяжки и капиллярометрии законсервированных кернов, изменяются от 4,6 до 30,0 % при среднем значении 16,8 %.
Метод центрифугирования водонасыщенных образцов - один из самых распространенных в практике петрофизических исследований. Он дал для этих же пород среднее значение 17 % в наиболее продуктивной центральной части месторождения и 30 % в зонах ухудшения коллекторских свойств (Б.А. Куликов, В.В. Тхы).
Существенные различия в оценке Кво, выполненной даже на одних и тех же образцах, вполне объяснимы принципиально разными процессами вытеснения остаточной воды из порового пространства сложной структуры при центрифугировании, капиллярометрии, масс-термометрии или при прямых определениях Кво нефтенасыщенных кернов. Среди петрофизиков нет единого мнения как о самом понятии “остаточная” вода, так и о способах ее определения. Не останавливаясь на физико-химических особенностях воды в нефтенасыщенной породе, отметим, что все известные методы определения и моделирования остаточной водонасыщенности не предусматривают ее зависимости от процесса насыщения коллектора (ловушки) нефтью или газом. В то же время соотношение между коэффициентами нефте- и водонасыщенности определяется не столько структурой порового пространства и поверхностными свойствами твердой фазы, сколько механизмом вытеснения воды нефтью и их свойствами. Это подтверждает, в частности, сильный гистерезис кривых пропитки и вытеснения ртути в методе капиллярного давления. С этой точки зрения следует считать наиболее приближенными к реальности гидродинамические методы, основанные на изучении процесса вытеснения (замещения) воды нефтью в условиях, максимально приближенных к пластовым. В микротрещиноватой и микропористой блоковой части гранитоидного коллектора вода, остающаяся в сверхтонких капиллярах (микротрещинах) и микропорах (“тупиковых” порах), при формировании залежи удерживается в них капиллярными и молекулярными силами. Очевидно, что количество капиллярно-удерживаемой воды гораздо больше молекулярно-связанной, образующей тонкую адсорбционную пленку на поверхности поровых каналов. Однако именно последняя, благодаря ее относительной непрерывности, определяет многие физические свойства магматических пород, в первую очередь их электропроводность. Капиллярно-удержанная вода не может образовывать непрерывную фазу в силу ограниченности размеров блока или зон вторичной переработки пород вдоль макротрещин даже при высокой гидрофильности породы.
Определение количества пленочной (связанной) волы
Пленочная вода удерживается на внутренней поверхности поровых каналов (микротрещин) молекулярными силами, т.е. имеет адсорбционное происхождение. С практической точки зрения связанная вода не может быть ни замещена нефтью при заполнении ловушки, ни извлечена из пор каким-либо способом, кроме испарения. Количество связанной воды в единице объема породы (Квсв) пропорционально ее удельной поверхности, сформированной микротрещинами и микропорами, поэтому значение Квсв должно увеличиваться с ростом трещиноватости. Это, по-видимому, одна из причин низких удельных сопротивлений, регистрируемых в трещиноватых продуктивных интервалах скважин в гранитоидах месторождения Белый Тигр.
Исследования течения жидкостей в сверхтонких щелях показали, что толщина пленки воды, адсорбированной на поверхности алюмосиликатной матрицы и обладающей некоторыми аномальными свойствами, не превышает 0,015 • 10-4см (Ромм Е.С., 1966).
Сведений о значении удельной поверхности S0 гранитоидов в петрофизической литературе крайне мало. Pape, Riep, Shopper (1993) приводят данные о значении S0 в монолитных и трещиноватых гранитах Фалкенберг (0,07-0,25 и 0,3-2,0 м2/г соответственно). Автор настоящей статьи располагал результатами измерения S0 методом Брунауэра, Эммета и Тэйлора на установке низкотемпературной адсорбции инертного газа “Акусорб” Французского нефтяного института, любезно предоставленными А.Д. Дзюбло. Измерения выполнялись на образцах гранитоидов Центрального свода месторождения Белый Тигр и дали узкий диапазон значений S0 от 0,13 до 0,27 м2/г. По этим данным можно рассчитать количество связанной воды в объеме пор, используя формулу
где h = 0,015*10-4 см - толщина пленки связанной воды; d= 2,6 г/см3 - плотность гранитоидов; Кп - пористость.
Для средней пористости матрицы 3 % расчет дает предельные значения Квсв 2,5 и 5,2 % для минимального и максимального значений S0 соответственно.
К “неизвлекаемой” воде следует отнести воду в “закрытых” (пузырьковых) порах, а также цеолитную воду, не участвующую в процессах фильтрации и капиллярного обмена, но влияющую на показания ряда методов ГИС.
“Закрытая”
пористость, т.е. относительный объем изолированных пор в породе, определялась с
помощью гелиевого автопикнометра фирмы “Культроникс” (Франция). Предварительно
на экстрагированном от нефти и битумов образце керна измерялась открытая
пористость Кпо иммерсионным
методом по воде. Затем образец высушивался до постоянной массы, определялась
его плотность
, после чего он
дезинтегрировался и вновь измерялась плотность твердой фазы в порошке 
. Коэффициент закрытой пористости
рассчитывался по формуле
Диапазон изменения Кпэ - от 0,2 до 2,6 %. Для гранитов наиболее характерны значения Кпз от 0,2 до 1,2 %. Максимальные значения Кпз отмечены в диабазовых порфиритах (до 2,6 %).
Содержание воды в “закрытых” порах в соответствии с данными о количестве и составе газово-жидких включений в минеральной фазе пород (Шнип О.А., 1997) составляет в среднем около 30 % объема этих пор, т.е. изменяется от 0,06 до 0,78 % общего объема пустотного пространства матрицы.
Метод ядерно-магнитного (протонного) резонанса (ЯМР) впервые использовался нами для раздельного определения связанной (остаточной) и “свободной” жидкости в пустотном пространстве гранитоидного коллектора.
Для исследований была подобрана коллекция из 19 образцов гранитоидов месторождения Белый Тигр, охватывающая основные петрографические типы пород фундамента. Использовался импульсный релаксационный метод, обеспечивающий чувствительность определения водорода не менее 0,005 %. Исследования выполнялись на отечественном релаксометре-анализаторе протонного магнитного резонанса РА-4, применяемом для анализа сложных гетерогенных материалов.
Выполненные измерения показали следующее.
1. Содержание связанной (адсорбированной) воды в поровом пространстве исследованных образцов составляет от 15 до 24 % объема пор, средняя величина - 19,2 %, что близко к значению 16,8%, полученному способом капиллярной вытяжки и капиллярометрии.
2. В некоторых образцах рассчитанное значение Квадс превышает 100 %, что, скорее всего, объясняется присутствием ферритов (железосодержащих минералов) или "закрытых” (изолированных) пор. Возможно также, что использованное в вычислениях значение пористости было определено на фрагменте керна без микротрещин и оказалось значительно ниже, чем пористость образца, на котором определялась Квадс по ЯМР.
3. Суммарное водосодержание, рассчитанное по сумме трех времен релаксации от десятков миллисекунд до сотен микросекунд, во всех образцах оказалось меньше объема пор и составило 33-98 % (среднее 44,3 %). Это может быть связано с существенным отличием плотности адсорбированной воды от принятой нами (1 г/см3) ввиду отсутствия экспериментальных данных. Плотность адсорбционных (полимолекулярных) слоев воды на поверхности дисперсной фазы, как известно, может достигать 1,5 г/см3 и выше. Другое объяснение связано с присутствием в порах (микротрещинах) некоторого количества тяжелых фракций нефти (асфальтенов и смол), адсорбированных на активных центрах 2-го рода поверхности минеральных компонентов и не удаленных экстракцией породы органическими растворителями. Поскольку энергия связи протонов нефтяного происхождения с поверхностью лежит в другом временном диапазоне релаксации, то суммарный сигнал оказался меньше ожидаемого. В последующих опытах необходимо проводить тщательную экстракцию образцов от нефти и твердых битумов до их насыщения водой и измерения релаксационных характеристик сигнала ЯМР.
4. Результаты исследования свидетельствуют о необходимости дальнейшего совершенствования как способов подготовки образцов гранитоидов к измерениям, так и методики обработки сигнала свободной прецессии. Особая сложность обусловлена повышенной концентрацией в изверженных породах минералов с ферромагнитными свойствами. Возможный выход из этого положения состоит в измерении времен и не только в сильных, но и слабых полях, что позволит оценить вклад внутреннего градиента магнитного поля в общий сигнал. Для такого рода исследований необходима разработка новых или модификация существующих релаксометров.
Литература
1. Витовтова В.М. Проницаемость горных пород при давлениях до 2000 кг/см2 и температурах до 600 °С / В.М. Витовтова, В.М. Шмонов // Докл. АН СССР. - 1982. - Т. 286. - № 5.
2. Зонов С.В. Влияние теплового разуплотнения на проницаемость гранитов в условиях небольшого превышения литостатического давления над флюидным / С.В. Зонов, Г.П. Зарайский, В.Н. Балашов // Докл. АН СССР. - 1989. - Т. 307. - № 1.
It is proposed a petrophysical model of reservoir in the basement which peculiarity by comparison with classical model of carbonate reservoir of Warren and Ruth is the presence of porous zones framing macrofissures and partly containing mobile oil. The conducted investigation of granitoids samples showed a sharp decrease of reservoir matrix permeability with an increase of effective stress and the presence of hysteresis on diagrams of permeability and effective pressure. The presence of closed (isolated) pores containing up to 30 per cent of associated water was found. As a method of studying residual water saturation in granitoids samples the method of nuclear-magnetic (proton) resonance is recommended.
Рис. 1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ МАТРИЦЫ ПОРОД ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР
Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКОЕ ИЗОБРАЖЕНИЕ (А) И ГЕОМЕТРИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ (Б) ТРЕЩИННО-КАВЕРНОЗНОГО КОЛЛЕКТОРА В КРИСТАЛЛИЧЕСКИХ ПОРОДАХ
1 - матрица; 2- микротрещины; 3 - измененная часть породы с кавернами и макротрещинами
Рис. 3. ГИСТОГРАММА ПРОНИЦАЕМОСТИ ГРАНИТОИДОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (по керну)
