Ответы. ОТВЕТЫ МИКиФ (копия). Что такое керн Для каких целей он служит Каково значение в практике нефтегазовых работ Керн

Название	Что такое керн Для каких целей он служит Каково значение в практике нефтегазовых работ Керн
Анкор	Ответы
Дата	11.04.2022
Размер	461.66 Kb.
Формат файла
Имя файла	ОТВЕТЫ МИКиФ (копия).docx
Тип	Документы #460866

Что такое керн? Для каких целей он служит? Каково значение в практике нефтегазовых работ?

Керн – цилиндрический монолит горной породы, полученный путем кольцевого разрушения забоя скважин при бурении.

Керн служит основным материалом для изучения геологического строения разреза, является прямым источником и носителем информации о свойствах горных пород, обеспечивая визуальное и непосредственное их изучение.

Керн используется для определения относительного и абсолютного возраста, вещественного состава, петрографических, физических, физико-химических и других характеристик горных пород на всех стадиях геологоразведочного и нефтепромыслового процесса.

Какую геологическую информацию можно получить при исследовании керна?

Можно определить относительный и абсолютный возраст, вещественный состав, петрографические, физические, физико-химические и другие характеристики горных пород.

Как производится подъём и отбор керна?

Отбор керна регламентируется в зависимости от степени изученности территории глубинным бурением и назначения скважин.

В параметрическиех скважинах, которые бурятся для изучения глубинного геологического строения, для определения нефтегазоносности районов возможного нефтегазонакопления и выявления наиболее перспективных участков, керн отбирается равномерно по разрезу в наиболее интересных для изучения геологического строения района интервалах.

На новых месторождениях в малоизученных районах с неустанновленной промышленной нефтегазоносностью при бурении первой скважины рекомендуется производить сплошной отбор керна равномерно по всему стволу, во второй и третьей – отбор керна ограничивается и приурочивается к определенным стратиграфическим и литологическим границам или перспективным и промышленным интервалам. В последующих поисковых и разведочных скважинах отбор керна производится лишь в пределах нефтегазоносных горизонтов.

На месторождениях, где верхняя часть разреза изучена, а нижняя еще подлежит исследованию, в изученном интервале нужно отбирать керн лишь в контактах свит (а также в зонах наличия маркирующих прослоев) или же применять каротаж (электрический и радиоактивный), а в неизученном интервале – производить сплошной отбор керна и другие указанные выше исследования.

На новых площадях в нефтегазоносных районах в первых двух-трех поисковых скважинах рекомендуется брать керн в пределах маркирующих и продуктивных горизонтов, а в последующих поисковых и разведочных скважинах отбор керна производится лишь в пределах продуктивных горизонтов.

В оценочных скважинах, которые бурятся на вновь вводимых в разработку залежах и на длительно разрабатываемых месторождениях нефти с целью определения величины нефтенасыщения и оценки остаточных запасов, производится сплошной отбор керна по всей мощности продуктивного пласта.

В эксплуатационных скважинах керн для контроля за проходкой скважины, как правило, не отбирается, и все наблюдения базируются на данных каротажа и косвенных исследованиях. В этом случае керн берут лишь в продуктивном горизонте для его детального изучения, а также в маркирующих горизонтах и характерных контактах свит на тех участках расположения скважин, где тектоника и строение залежи требуют уточнения.

При бурении нагнетательных скважин также рекомендуется отбирать керн в интервалах залегания продуктивных пластов. Детальные сведения о характере коллекторских свойств пласта в значительной степени помогут освоению нагнетательных скважин и регулированию процесса заводнения.

Для получения керна в скважину на бурильных трубах опускают керноотборный снаряд. Снизу к нему присоединяют породоразрушающий инструмент. Для предотвращения изгиба и повышения сохранности керна корпус керноотборного снаряда, передающий нагрузку и вращение породоразрушающему инструменту выполняется жестким толстостенным со стабилизаторами.

Различают керноотборный снаряд со съемными и стационарными керноприемниками. Керноотборный снаряд обычно состоит из нескольких секций длиной 7–8 м, что позволяет отбирать керн значительной длины (за рейс до 13–14 м). В зависимости от типа снаряда получают керн разного диаметра и длины. Диаметр отбираемого керна 40–120 мм. При бурении на нефть и газ используются роторные керноотборные снаряды типа «Недра» (для скважин диаметром 130–300 мм), турбинные керноотборные снаряды (для скважин диаметром 130–220 мм), а также снаряды серии КИМ. Последние обеспечивают отбор керна повышенной информативности: керн извлекается без техногенных деформаций с сохраненной структурой и текстурой, с максимально возможным сохранением пластового флюидонасыщения.

Разрушенная по кольцевому затрубному или внутреннему пространству порода выносится на поверхность промывочной жидкостью или сжатым воздухом (газом), нагнетаемым в скважину буровым насосом или компрессором, а керн входит в колонковую трубу.

Для каких целей проводится отбор ориентированного керна?

Отбор ориентированного керна позволяет уточнить геологическую модель залежи, определить потенциальную нефтедобычу, режим разработки месторождения и др., так как дает точную геологическую информацию:

об углах падения пластов,
о направлениях их простирания,
о пространственном распределении характеристик коллекторов,
о тенденциях изменения пористости и проницаемости.

Ориентация керна достигается при помощи специального чертящего башмака, расположенного ниже кернорвателя, который выполняет на керне три насечки. Одна насечка служит для идентификации, две других расположены от нее под углом 135° по окружности поперечного сечения керна.

Пространственная ориентация поднятого на поверхность керна осуществляется по результатам его палеомагнитного анализа и определения положения насечек, нанесенных на керн, относительно сторон света (направления север–юг).

Как и для каких целей отбирается герметизированный керн?

Отбор герметизированного керна продиктован необходимостью прямого определения по керну пластовых значений нефте- и газонасыщения и установления фазового состава флюидов. Информативность герметизированного керна выше керна, отобранного без герметизации, так как кроме сохранения остаточного водонасыщения в герметизированном керне возможно сохранение нефте- и газонасыщения, а также и температуры при термостатировании керноприемника, благодаря чему обеспечивается возможность:

прямого определения по керну пластовых и текущих значений нефте- и газонасыщения;
сохранения фазового состава флюидов, что особенно важно при отборе керна из газогидратных залежей.

Отбор герметизированного керна осуществляется герметическими керноотборными снарядами. Они обеспечивают (после отделения керна от забоя) герметичное перекрытие керноприемника в нижней и верхней частях. При этом исключается гидродинамическое сообщение полости керноприемника, заполненного керном, со скважиной и сохраняется забойное давление.

При отборе герметизированного керна выполняются следующие операции:

бурение с отбором керна герметическим керноотборным снарядом, оснащенным аппаратурно-измерительным комплексом записи термобарических параметров в полости керноприемника;
контроль герметичности керноприемника снаряда на поверхности;
ступенчатая дегазация керноприемника с замером расхода и отбором проб газа для его последующего анализа;
разгерметизация керноприемника и извлечение керна;
считывание данных аппаратурно-измерительного комплекса, их компьютерная обработка и интерпретация;
обработка, экспресс-анализ керна, препарирование и консервация образцов.

При отборе герметизированного керна используют специальные пластиковые тубы.

Консервация углеводородов в образцах керна может быть проведена также после подъема его на поверхность. Она проводится в целях сохранения остаточных флюидов для последующего определения нефтенасыщенности. Консервация осуществляется в отдельных образцах керна, отобранного из интервалов с признаками углеводородов. Наиболее простой и распространенный способ консервации керна – герметизация в расплавленном парафине (парафинизация керна).

Сразу после извлечения керна из керноприемника и раскладки его на буровой керн с помощью ткани, увлажненной в дизельном топливе, быстро очищают от бурового раствора и упаковывают в полиэтилен. На поверхность полиэтилена крепится этикетка с указанием площади, номера и интервала отбора керна, места взятия образца керна. Подготовленный таким образом образец обтягивается марлей, перевязывается шпагатом и для равномерного покрытия несколько раз погружается в расплавленный парафин, температура которого 70–90° С.

Далее на парафин накладывается новая этикетка (с теми же выходными данными), а образец снова опускается в парафин. Погружение осуществляется неоднократно (каждый раз следят за тем, чтобы парафин, пропитывающий марлю, затвердел) до тех пор, пока образец равномерно не покроется слоем парафина. При этом нужно следить, чтобы надпись на этикетке легко читалась.

Запарафинированные образцы укладываются в ящики строго в соответствии с местоположением их в керновой колонке. Для отправки на лабораторные исследования запарафиненные образцы пород помещают в металлические банки с плотно закрывающимися крышками. В целях предохранения парафиновой оболочки от повреждения образцы перекладывают мягкой бумагой, ватой и т. п. Правильное выполнение перечисленных операций обеспечивает консервацию начального содержания воды и нефти в течение нескольких недель.

Каким образом раскладывается керн в ящиках? Каким образом производится его маркировка в ящиках?

Укладка керна производится в специальные керновые ящики, изготовленные из дерева и разделенные на продольные секции шириной чуть более диаметра керна с пятью (для керна d=80 мм), четырьмя (для керна d=100 мм) или шестью (для керна d=60 мм) продольными секциями.

Ящики изготавливаются из строганой доски хвойных пород толщиной 20-25 мм с размером по длине между внутренними стенками строго 1 м.

Ящик обвязывается металлической лентой или проволокой. Крышка закрепляется на шарнирах.

Кроме деревянных ящиков, керн укладывают также в картонные коробки, состоящие из двух секций длиной по 1 метру и пластиковые пеналы.

Деревянные ящики и пластиковые тубы чаще всего используют для перевозки керна, картонные коробки – при закладке керна на постоянное хранение.

Керн укладывается последовательно (слева направо) в порядке возрастания глубины скважины в строгом соответствии с его положением в колонковой трубе (укладка в "строчку"). Запрещается укладывать керн в ящики "змейкой" – в два и более рядов в одной секции ящика. В случаях, когда керн не помещается в ящик, керновая колонка разбивается на куски, при укладке куски совмещают по плоскости раскола.

Уложенный керн, сопровождается этикеткой, по высоте и ширине соответствующей размерам ячейки ящика (80:80; 100:100; 60:60 мм) и выполненной из фанеры или строганой тонкой рейки. Этикетка (бирка) составляется в двух экземплярах: первая помещается в начале интервала отбора керна, вторая – в конце. Надписи на этикетках должны быть выполнены шариковой ручкой, водостойким фломастером или маркером. Нельзя делать записи на бумаге, картоне, щепках, ткани и других подручных материалах.

На этикетке указываются:

название площади (месторождения),
номер скважины,
номер керна (его начало, продолжение, конец керна),
интервал отбора керна,
проходка (метры),
выход (вынос) керна (метры, %).

В конце керновой колонки поперек торца перегородки ящика делается зарубка, и с двух сторон от нее подписываются интервалы отбора керна с пометкой «конец керна» (слева) и «начало керна» (справа); стрелкой от начала интервала указывается направление укладки керна. В начале и конце ящика также помещаются этикетки, на которых кроме вышеперечисленных сведений дополнительно указывается номер ящика и «начало керна №___», «продолжение керна №___» или «конец керна №___».

Каким образом производится маркировка ящиков? Какие исходные данные указывают на неё?

Деревянные ящики обязательно снабжаются крышками, что обеспечивает сохранность керна при транспортировке и хранении. Крышка закрепляется на шарнирах, другой край крышки при транспортировке закрепляется гвоздями.

В деревянных ящиках крышки после заполнения ящиков керном забиваются гвоздями, ящики укладываются в штабели для отправки на хранение в кернохранилище.

Во избежание путаницы все ящики нумеруются и маркируются, а в штабеле соблюдается их последовательное размещение.

Подписи делают на торцевых и лицевой сторонах ящика, а также на его крышке.

На лицевой стороне подписывается (номер ящика, название площади (месторождения), номер скважины, год отбора, номер керна (его начало, продолжение, конец керна), интервал отбора керна, проходка (метры), выход (вынос) керна (метры, %).

ЯЩИК № 31. ТУЛЬ-ЕГАНСКАЯ ПЛОЩАДЬ, СКВ. 10, 2005 г.

(КЕРН № 1 – НАЧАЛО). ИНТ. 2766,0–2772,2 м.

ПРОХОДКА 6,2 м. ВЫНОС КЕРНА 6,2 м (100 %)

На боковых торцевых сторонах и на крышке ящика подписывается номер ящика, площадь и номер скважины и, в случае необходимости, дублируются другие данные. Кроме этого наносят стрелки, указывающие направление укладки керна.

В левом верхнем углу ящика указывается «верх», в правом нижнем – «низ», соответствующие верхней и нижней частям интервала с отбором керна. Подписывается номер ящика.

Заполненные керном ящики вывозятся со скважины и передаются по акту в стационарное кернохранилище.

Что такое буровой шлам? В каких целях и случаях его отбирают?

Шлам – мелкие кусочки породы, полученные при бурении и поднятые на поверхность струей бурового раствора.

Шлам поднимается на поверхность при чистке скважины специальными приборами (желонками, ложками, стаканами и т.д.).

Необходимость отбора шлама определяется малым выходом керна при вскрытии и отборе слабосцементированных, пористых и проницаемых разностей. Своевременный и качественный отбор шлама при проведении геологического контроля имеет большое значение. Интервал отбора проб шлама устанавливается в зависимости от необходимой степени точности изучения разреза скважины. Для детального изучения разреза образцы шлама отбирают через 5 м проходки в интервалах, где керн отбирался сплошь.

В интервалах, из которых керн не отбирался, а также на перспективных участках разреза шлам отбирается через каждые 1–2 м проходки. При больших скоростях бурения с глубин от 500 м до 1000 м шлам можно отбирать через 15–20 м. В случаях появления газовой аномалии отбор шлама производится вне зависимости от отбора предыдущей пробы. Время отбора выбирается таким, чтобы обеспечить получение шлама с интервала проходки 0,5–1 м.

По результатам исследования шлама с привлечением каротажа проводят литологическое расчленение разреза, строят литологические колонки и шламограммы.

При изучении шлама нельзя получить детальную послойную характеристику разрезов (как при исследовании керна); можно установить лишь общий литологический состав пород и их смену, а иногда уловить обломки пород, характеризующие маркирующие горизонты.

В каких случаях и с какой целью проводят отбор керна из стенок скважины? В чём специфика отбора?

Отбор керна из стенок скважин применяют, в случаях, когда:

скважина пробурена с низким выходом керна;
затруднена (или невозможна) оценка нефтеносности пласта из-за неблагоприятного сочетания литологических факторов;
некачественно проведен электрокаротаж: фильтрат промывочной жидкости глубокого проник в пласт и размеры зоны проникновения превышают радиус исследования применяемых электрометрических методов;
повышена минерализация фильтрата промывочной жидкости, вследствие чего удельное сопротивление нефтепродуктивного пласта по данным бокового зондирования (БКЗ), получается низким;
требуется более уверенная оценка продуктивности пластов, выделенных по геофизическим данным как «возможно продуктивный».

Важной особенностью отбора образцов из стенок скважин является то, что отбор может быть осуществлен после геофизических исследований скважин, что дает возможность уточнить характеристику интервалов, неоднозначно интерпретируемых по геофизическим данным. Кроме того, с помощью этого метода можно детального исследовать пласт не только в вертикальном разрезе скважины, но и по его простиранию.

Отбор образцов из стенок скважин осуществляется с помощью стреляющих или сверлящих керноотборных снарядов (грунтоносов), спускаемых на кабеле. Исходя из того, что стреляющие керноотборные снаряды сильно разрушают породы, исследование которых из-за малых размеров частиц сильно затруднено, особенно определение коллекторских свойств, более предпочтительны боковые сверлящие керноотборники, позволяющие получать образцы длиной от 5 до 30 мм.

Какие геологические задачи можно решать с помощью образцов, отобранных из стенок скважины?

Метод отбора керна из стенок скважин позволяет эффективно решать следующие геологические задачи.

Изучение стратиграфического возраста, структурных и текстурных особенностей, химического, гранулометрического и петрофизического составов пройденных скважиной пород.
Определение пористости, проницаемости и остаточной нефте- и водонасыщенности.
Уточнение нефтенасыщенности пластов и определение их границ в разрезах, где однозначная интерпретация результатов геофизических исследований затруднена.
Изучение пород, слагающих отдельные стратиграфические комплексы, в новых районах, а также на старых площадях в случае их аномального строения.
Изучение влияния литологии и насыщенности пластов на конфигурацию кривых электро- и радиометрии, а также калибровка кривых пористости и нефтенасыщенности по данным лабораторных исследований специально отобранных кернов.

Что называется гранулометрическим методом (или составом)?

Гранулометрический состав – количественное (массовое) содержание в породах частиц различной величины.

Гранулометрический состав характеризует степень дисперсности минеральных частиц, слагающих горную породу. От степени дисперсности минералов зависят многие другие коллекторские свойства пористой среды: пористость, проницаемость, удельная поверхность, остаточная водонасыщенность, нефтенасыщенность, силы, капиллярно удерживающие флюиды в пласте и другие. По гранулометрическому составу можно судить о геологических и палеогеографических условиях осадкообразования и формирования пласта. Поэтому начальным этапом исследований при изучении генезиса осадочных пород может быть их гранулометрический анализ.

Так как размеры частиц песков обуславливают общую величину их поверхности, контактирующей с нефтью, от гранулометрического состава пород зависит количество нефти, которое остается в пласте после окончания его эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.

Гранулометрический состав песков важно знать в нефтепромысловой практике. Например, на основе механического анализа в процессе эксплуатации нефтяных месторождений подбирают фильтры для забоев нефтяных скважин, предотвращающие поступление песка в скважину.

В чем заключается определение гранулометрического состава?

Для определения гранулометрического состава горных пород существует несколько методов. Наиболее распространенными являются ситовый и седиментационный методы, применяемые для слабо и средне сцементированных горных пород.

Ситовой анализ (для разделений фракций песка d ≥ 0,05 мм)

Сверху располагают сито с наибольшим диаметром отверстий, внизу – с наименьшим. В верхнее сито насыпают 50 гр породы и просеивают 15 мин. Массу частиц в каждом сите определяют взвешиванием.

Седиментационный анализ (d < 0,05 мм – алевриты и пелиты).

Седиментационный анализ основан на различии скоростей оседания зерен в вязкой жидкости у частиц неодинаковых размеров. Скорость осаждения V частиц сферической формы определяется формулой Стокса:

,

где g – ускорение свободного падения, d – диаметр частиц, ν – кинематическая вязкость жидкости, ρ_п – плотность частицы породы, ρ_ж – плотность жидкости.

Для пород со средней и высокой цементацией применяют метод исследования в шлифах под микроскопом.

Чем отличаются прямые и косвенные методы определения гранулометрического состава горной породы?

Определение гранулометрического состава заключается в разделении грунта на отдельные гранулометрические элементы. Методы определения гранулометрического состава грунтов можно разделить на прямые и косвенные.

К прямым относятся методы, основанные на непосредственном измерении частиц в поле зрения оптических и электронных микроскопов или с помощью других электронных и электронно-механических устройств.

К косвенным относятся методы, которые базируются на применении различных зависимостей между размерами частиц, скоростью осаждения их в жидкой и воздушной средах и свойствами суспензии. Это группа методов, основанных на использовании физических свойств суспензии (ареометрический, оптический и др.) или моделирующих природную седиментацию (пипеточный, отмучивания и др.).

Каковы фракции горных пород?

Какой метод является традиционным при контроле сыпучих материалов?

Ситовой анализ заключается в разделении порции сыпучего материала на классы (фракции) с помощью последовательного просеивания при встряхивании через набор сит с отверстиями различной величины. Этот метод можно использовать для всех категорий сыпучего материала, за исключением пылевидного. Значение класса определяют размером отверстий соседних сит. Например, если нижнее сито имеет отверстие, равное 0,5, а верхнее 0,7 мм, то между этими ситами после просеивания останется фракция сыпучего материала класса (0,5…0,7) мм. Фракция, прошедшая сквозь верхнее сито с отверстиями а мм, обозначается –а, а оставшаяся на нижележащем сите с отверстиями b мм обозначается +b, в этом случае ширина класса зависит от подбора соответствующих сит.

Каким методом можно выявить частицу любого размера?

В лабораторной практике широкое распространение получили микроскопические методы исследования. Большое разнообразие современных типов микроскопов позволяет не только с высокой точностью определять размеры частиц, описать их морфологию, но также и исследовать их структуру и строение. Немаловажным достоинством данных методов является возможность наблюдения за объектом измерений.

Микроскопический анализ гранулометрического состава пород (метод оптической микроскопии) заключается в определении размеров частиц с помощью микроскопа через систему «окуляр-объектив» или по микрофотографиям исследуемых образцов и объектов. Многообразие природы материалов определяет разнообразие подходов к подготовке проб для микроскопического исследования. Обычно микроскопическому исследованию подвергаются дисперсные системы с размерами частиц от 0,5 до 300 мкм.

Главным преимуществом микроскопического метода анализа является непосредственное визуальное наблюдение и изучение формы частиц.

Задачи гранулометрического анализа.

При анализе гранулометрического состава подлежат решению две задачи:

определение размеров частиц (такие измерения могут быть осуществлены различными методами);
определение доли в процентах частиц различных классов крупности.

Способы гранулометрического анализа.

Ситовой анализ применяется для материалов с минимальным размером частиц 0,04 мм.
Седиментационный анализ, то есть разделение материала на фракции по скорости осаждения частиц в жидкой среде, применяется для материалов крупностью 5-50 мкм.
Микроскопический анализ (измерение размеров частиц под специальным микроскопом, позволяющим провести классификацию частиц размером в десятые доли микрометра).

Факторы, влияющие на искажение естественных параметров керна.

Низкая прочность пород.
Низкая водоустойчивость пород.
Высокая трещиноватость пород.
Высокая абразивность пород.
Растепление мерзлых пород. Несоответствие конструкции колонковых долот, компоновки инструмента и режима бурения разбуриваемым породам.
Квалификация бурильщика и специалистов по отбору керна.

Какими методами чаще всего заменяют ФЕС (фильтрационно-емкостные свойства) горных пород при подсчёте запасов и проектировании уровня добычи?

При подсчете запасов нефти применяют следующие методы: объемный, статистический и материальных балансов. Объемный метод основан на использовании данных о геологических условиях распределения нефти в горных породах и имеет следующие разновидности: собственно объемный метод, объемно-статистический, объемно-весовой, гектарный и изолиний.

При объемном методе подсчета запасов используется формула:

Q = S(F)∙h∙k_н/н∙γ∙m∙b∙(КИН)

S(F) – площадь месторождения или залежи, м²

h – толщина пласта (эффективная мощность), м

k_н/н – коэффициент нефтенасыщенности, доля единицы

γ – плотность нефти, кг/м³

m – пористость

b – «усадка» – пересчетный коэффициент из пластовых условий в поверхностные

КИН – коэффициент извлечения нефти

Объемно-статистический метод. Аналогичен предыдущему. Отличие в том, что при отсутствии соответствующих данных о коэффициентах насыщения и нефтеотдачи последние определяются по разработанному (истощенному эксплуатацией) горизонту по формулам.
Объемно-весовой метод. Применяется для пластов с гравитационным режимом, добыча нефти из которых ведется шахтным способом.

Q = S∙m∙d

Q – балансовый запас нефти, т

S – продуктивная площадь, м

m – нефтенасыщеннная мощность пласта, м

d – нефтенасыщенность на 1 м³ породы, определенная в лаборатории, т

Гектарный метод. Метод подсчета запасов нефти на 1 га площади и на 1 м мощности можно кратко назвать «гектарным методом», который, по существу, является разновидностью объемного.
Метод изолиний. Применяется с 60-х годов. Для этого используют основные показатели формулы, используемой при подсчете запасов объемным методом.

В каких случаях используют методы отбора керна боковым сверлящим керноотборником?

Отбор образцов пород сверлящими керноотборниками (СКО) выполняют при низком выносе керна колонковыми долотами для получения данных о литолого-петрофизических, физических и коллекторских свойствах пород. Для решения задачи производят отбор 2-5 образцов пород на 1 м толщины коллектора, а также по 2-3 образца из выше- и нижезалегающих вмещающих пород.

Отбор образцов пород проводят также с целью устранения неоднозначной геологической интерпретации материалов обязательного комплекса ГИС. Для этого из каждого пласта с неоднозначными результатами интерпретации отбирают 2-3 образца для экспресс-определений литологического состава пород, их остаточной нефтенасыщецности, коллекторских свойств и структуры порового пространства.

Способы привязки керна.

Привязка керна к разрезу скважины производится периодическими промерами бурового инструмента, результаты которых заносятся в геологический журнал и оформляются соответствующим актом.

Привязку к разрезу в случае бурения со сплошным отбором проводят путем сопоставления диаграммы какого-либо промыслово-геофизического метода с результатами "каротажа по керну" (например, диаграмм гамма-каротажа с результатами измерения на образцах керна радиоактивности или диаграмм акустического метода с результатами измерения на образцах керна скорости распространения упругих волн).

Понятие о карбонатности горных пород.

Карбонатность горных пород – это суммарное содержание в них солей угольной кислоты, соды Na₂CO₃, поташа К₂СO₃, известняка СаСO₃, доломита СаСO₃·MgCO₃, сидерита FeCO₃ и т. д.

Определение карбонатности проводят для выяснения возможности проведения солянокислотной обработки скважин с целью увеличения вторичной пористости и проницаемости призабойной зоны, а также для определения химического состава горных пород, слагающих нефтяной пласт.

Способы определения карбонатности.

Первый способ основан на титровании раствора HCl при взаимодействии его с карбонатами по реакции: CaCo₃ + 2HCl = CaCl₂ + H₂O + CO₂↑.

Техника определения карбонатности по этому способу состоит в следующем. Навеску измельченной породы массой 2 г помещают в мерную колбу емкостью 500 см3, заливают 50 см3 Н титрированного раствора HCl и разбавляют до 400 см3 водой. Колбу вместе с содержимым нагревают сначала на слабом огне, а затем на более сильном, доводя раствор до кипения. После прекращения выделения из раствора СО2 (обычно через 15-20 мин) колбе дают остыть, затем ее заполняют водой до метки. Взбалтывают и дают содержимому отстояться. По окончании отстаивания из колбы отбирают 100 см3 раствора, соответствующих 10 см3 первоначального прибавленного 0,1% раствора HCl и титруют 0,1% раствором NaOH в присутствии индикатора метилового оранжевого. Количество HCl, израсходованное на разложение карбонатов вычисляется по результатам титрования с 0,1 Н раствора NaOH.

По расходу HCl на разложение карбонатов судят о количестве выделившегося углекислого газа, а, следовательно, о содержании карбонатов в данной породе в переводе на CaCO3.

Второй способ определения карбонатности пород основан на весовом определении СО₂.

Взвешивают остаток породы, освобожденный от СО₂, либо сам СО₂, который для этого улавливают специальным прибором с известью. В обоих случаях определения могут производиться "сухим" или "мокрым" способом.

Сущность определения СО₂"сухим" способом по остатку породы после разложения в ней карбонатов заключается в следующем.

Подлежащую исследованию навеску породы массой 1-2 г помещают в тигель и медленно нагревают на горелке до постоянной массы. Разница масс породы до и после прокаливания дает количество выделившегося из него СО₂.

Оба способа определения карбонатности пород сухим способом страдают тем недостатком, что они применимы только для анализа тех пород, которые не содержат, кроме СО₂, никаких других летучих веществ.

В частности, они не могут быть применены для определения карбонатности керна, поскольку прокаливание кернов до 800-10000 ˚С может вызвать удаление из них не только углекислого газа, но и какого-то количества содержащейся в них адсорбционной и кристаллизационной воды. Этих недостатков лишено определение карбонатности пород "мокрым" способом.

Карбонатность пород "мокрым" способом, так же как и "сухим", определяется двояко: взвешиванием остатка породы до и после разложения в ней карбонатов или взвешиванием самого углекислого газа.

Метод весового определения углекислого газа в карбонатных породах "мокрым" способом достаточно точен. В отличие от способа титрования здесь не требуется больших затрат времени. Однако точность этого способа достижима только в том случае, если в породах содержится большое количество углекислого газа. При малом же содержании углекислого газа, как, например, иногда это бывает в терригенных породах, этот способ может оказаться менее точным, чем способ, основанный на титровании.

В этом отношении большим преимуществом обладает третий способ – объемный или газометрический способ определения содержания углекислого газа в породах, получивший весьма широкое распространение при исследовании почв. Для определения содержания углекислых солей в породах объемным способом существует много приборов. К числу таких приборов относится, в частности, прибор Кларка, сравнительно широко применяемый при анализе кернов.

Глинистость. Каков состав глинистых минералов, содержащихся в коллекторе?

Глинистость – свойство горных пород содержать частицы с диаметром меньше 0,01 мм.

Глинистые породы характеризуются своеобразием состава, т.е. обязательным присутствием в них глинистых минералов: каолинита, гидрослюд, монтмориллонита и др. Кроме того, во всех фракциях глин могут присутствовать неглинистые минералы: карбонаты (кальцит, сидерит, доломит), сульфаты (гипс, ангидрит, барит, целестин, ярозит, алунит), фосфаты (вивианит), сульфиды железа (пирит, марказит), окислы марганца, хлориды. Обычно в глинистых породах имеется примесь кварца и полевого шпата.

Относясь к группе алюмосиликатов, глинистые минералы отличаются от других минералов этого класса: а) высокой дисперсностью; б) гидрофильностью; в) способностью к сорбции и ионному обмену.

Причины необходимости изучения глинистых минералов: содержание, состав, свойства.

Глинистые породы характеризуются своеобразием состава, то есть обязательным присутствием в них глинистых минералов: каолинита, гидрослюд, монтмориллонита и др.

Относясь к группе алюмосиликатов, глинистые минералы отличаются от других минералов этого класса: а) высокой дисперсностью; б) гидрофильностью; в) способностью к сорбции и ионному обмену.

Глинистые минералы являются активной составной частью дисперсных горных пород. Даже небольшие содержания их влияют на такие свойства пород, как гидрофильность, прочность, водопроницаемость, пластичность, набухание. Наиболее пластичными являются натриевые монтмориллониты, менее пластичны гидрослюды и наименее пластичны первичные каолины. Таковы, например, каолинитовые глины подугольных и покрывающих угли пластов, которые называются сухарными или тонштейнами. Они отличаются повышенной прочностью, акустической жесткостью, раковистым изломом. Непластичными являются аргиллиты и глинистые сланцы.

Свойства глин.

Набухаемость – увеличение объема при поглощении воды. Степень набухаемости возрастает от каолинита к гидрослюдам и далее особенно резко к монтмориллониту.
Емкость поглощения глины, т.е. общее количество обменных ионов, зависит от состава глин, строения их решетки, степени дисперсности и других показателей и возрастает от каолинита к монтмориллониту.
Огнеупорность, которая снижается от каолинитовых к монтмориллонитовым, спекаемость, способность образовывать устойчивые суспензии и др.

Весьма часто при химическом изучении глинистых отложений используется отношение SiO₂ / Al₂O₃, указывающее на преобладание определенной группы глинистых минералов: для каолинитовой группы это отношение порядка 2, для монтмориллонитовой – 4, промежуточное значение свидетельствует о преобладании гидрослюд. Повышенное в целом содержание калия соответствует преобладанию в породе гидрослюд, повышенное содержание магния свидетельствует чаще всего о присутствии хлорита, иногда монтмориллонита.

Практические вопросы петрофизики коллекторов. Их решения на стадии прогноза и проектирования разработки.

Основные запасы нефти и газа разрабатывающихся месторождений России находятся в терригенных коллекторах. Среди них значительная часть отличается сложным полиминеральным составом, повышенным содержанием глинистого материала. К этой категории относится большинство продуктивных коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири, перспективные объекты Волго-Уральской провинции, ряд других отложений.

В настоящее время стало очевидно, что для более полного извлечения нефти необходим максимум информации о геологическом строении объекта эксплуатации: его минеральном составе, ФЕС, структуре порового пространства; латеральном (пространственном) распределении коллектора и покрышек, условиях формирования геологического тела и фациальных замещениях.

Кроме того, при существующих технологиях разработки месторождений происходит изменение естественных физико-химических условий залежи за счет закачки вод переменной и неконтролируемой минерализации. Это также создает проблемы определения параметров коллектора, существенных с точки зрения разработки месторождений.

Активное внедрение в практику эксплуатации месторождений современных методов бурения скважин, поддержания пластового давления, методов интенсификации притоков требует изучения физических и физико-химических свойств горной породы с позиций взаимодействия ее с водой и углеводородами.

Поэтому чрезвычайно актуальным является развитие методов и технологий, повышающих информативность скважинной геофизики, обеспечивающих возможность количественного определения минерально-компонентного состава исследуемых пород, в первую очередь, минерального состава глинистой фракции, повышающих точность определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, эффективной пористости, достоверность оценки характера насыщения. Таким образом, исследование вещественного состава горных пород становится базовым для всех основных геолого-геофизических построений (Рис. 2.1) и роль исследований керна возросла.

Рис. 2.1. Задачи, решаемые на основании знаний о минерально-компонентном составе горных пород

На современном этапе развития нефтегазовой отрасли перед петрофизической лабораторией ставится ряд задач (см. Рис. 2.2):

петрофизическое обеспечение подсчета запасов и прогнозирования залежей;
построение фациальной модели пластов (геомоделирование);
оценка эффективности схемы эксплуатации (бурение, вскрытие пласта, разработка, интенсификация пласта);
построение петрофизических моделей пластов для интерпретации данных сейсмических исследований, геофизических и геолого-технологических исследований (ГТИ) скважин.

Рис. 2.2. Схема петрофизического обеспечения различных направлений нефтегазовой отрасли

Пористость горных пород. Коллектор.

Пористость горной породы – наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом. Различают пористости общую (абсолютную, физическую), открытую и эффективную, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

Общая (абсолютная) пористость – объем всех пор в породе (изолированных и сообщающихся). Коэффициент общей пористости представляет собой отношение объема всех пор к объему образца породы.

K_общ.п =

Открытая пористость – объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Коэффициент открытой пористости равен:

K_откр.п =

Всегда меньше, чем коэффициент общей пористости.

Эффективная пористость определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разработке. Коэффициент эффективной пористости равен отношению объема эффективных пор, через которые возможно движение нефти, воды и газа при определенных температуре и градиенте давления, к объему образца породы.

K_эф.п =

Объем пор зависит от формы и размеров частиц обломочной породы, их уплотненности, отсортированности, количества, качества и типа цемента.

С увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под действием вышележащих пород. Наиболее неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами, кавернами и пустотами имеются плотные блоки, практически лишенные пор. Коэффициенты пористости некоторых осадочных пород:

глинистые сланцы 0,54–1,4%
глины 6–50%
пески 6–52%
песчаники 13–29%
известняки до 33%
доломиты до 39%
известняки и доломиты как покрышки 0,65–2,5%

Коллектор – горная порода, обладающая способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке.

Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно-осадочные и кремнистые породы.

Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать:

ёмкостью (обеспечивающейся системой пустот);
проницаемостью (обеспечивающейся системой сообщающегося пустотного пространства).

Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) – свойства горной породы вмещать (емкость) и пропускать (проницаемость) через себя жидкости и газы.

Проницаемость горных пород. Коллектор.

Проницаемость горной породы – это параметр, характеризующий способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ при наличии перепада между пластовым и забойным давлениями.

Абсолютная проницаемость – это проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для ее оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.

Фазовая проницаемость – это проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности порового пространства нефтью, водой или газом и от их физико-химических свойств.

Относительная проницаемость – это отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.

Коллектор – горная порода, обладающая способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке.

Абсолютное большинство пород-коллекторов имеют осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются терригенные (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты), вулканогенно-осадочные и кремнистые породы.

Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать:

ёмкостью (обеспечивающейся системой пустот);
проницаемостью (обеспечивающейся системой сообщающегося пустотного пространства).

Нефтенасыщенность.

Нефтенасыщенность пластa – содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объёма порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нём остаточной, или связанной, воды и газа в свободном состоянии).

Для подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости горной породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). B дальнейшем (в процессе разработки месторождения) различают нефтенасыщенность среднюю для пласта-коллектора, a также нефтенасыщенность в зонах активного дренирования (подвергаемых непосредственно воздействию нагнетаемых рабочих агентов, например, в обводнённых зонах при заводнении нефтяных пластов) или в зонах, из которых нефть вытеснялась при естественных режимах истощения.

Hефтенасыщеность в зонах активного дренирования η_нопределяется эффективностью или полнотой вытеснения нефти рабочим агентом, то есть величиной коэффициента вытеснения β_выт, и выражается формулой:

η_н=η_но *(1-β_выт), где η_но - начальная нефтенасыщенность.

Нa практике нефтенасышенность определяется по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин, a также на основе анализа керна. Результаты определения нефтенасыщенности используются для подсчёта запасов и контроля за разработкой месторождения, a также при проведении различных мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта.