L БУРЕНИЕ СКВАЖИН ,
L А
УДК 622.244.442.063 © Коллектив авторов, 2015
Экспериментальное определение петрофизических зависимостей при насыщении образцов керна глинистым и полимерными буровыми растворами
К.Ю. Муринов, к.х.н., А.А. Мугатабарова, к.т.н., О.Р. Привалова, Р.Р. Загиров
(ООО «БашНИПИнефть»)
Адреса для связи: MugatabarovaAA@bashneft.ru, privalovaor@bashneft.ru
Ключевые слова: полимерный буровой раствор, глинистый буровой раствор, кривые капиллярного давления, зависимость параметра насыщения от насыщенности, исследования керна.
Experimental determination of petrophysical dependence by the polymer mud and clay mud core saturation
K.Yu. Murinov, A.A. Mugatabarova, O.R. Privalova, R.R. Zagirov (BashNIPIneft LLC, RF, Ufa)
E-mail: MugatabarovaAA@bashneft.ru, privalovaor@bashneft.ru
Key words: polymer mud, clay mud, capillary pressure curves, dependence of saturation parameter ratio on core saturation, core researching.
Capillary pressure curves have been received in laboratory dependence of saturation parameter ratio on core saturation of different fluids has been determined (by brine, by polymer mud, by clay mud). The experiments have shown that polymer mud usage changes specific electric resistance and saturation, therefore calculating the oil saturation of rocks is to be done with dependence parameter of saturation on core saturation.
В зависимости от состава и свойств заполняющего скважину бурового раствора изменяются условия геофизических исследований скважин (ГИС). При использовании безглинистых полимерных буровых растворов возникают сложности при интерпретации результатов ГИС, поскольку стандартный комплекс методов этих исследований рассчитан на определение характера насыщенности пласта при применении пресных буровых растворов [1]. Использование методов электрометрии ограничено тем, что удельное электрическое сопротивление (УЭС) породы должно быть больше УЭС бурового раствора в 10 раз и более. В межзерновом коллекторе при применении безглинистых полимерных буровых растворов отсутствуют качественные признаки коллектора (глинистая корка, расхождение микрозондов, отрицательная аномалия ПС, которая в присутствии полимеров снижается или даже становится обращенной). В сложном коллекторе с трещинной составляющей увеличивается зона проникновения, размер которой определить невозможно, следовательно, искажается истинное УЭС пласта.
Целью работы является экспериментальное определение петрофизических зависимостей при насыщении образцов керна мелкозернистых песчаников глинистым и полимерными буровыми растворами. Для проведения экспериментов использовалась коллекция из 28 стандартных (диаметром 30, длиной 40 мм) образцов керна песчаника пашийского горизонта Китаямского месторождения скв. 1 и 102. Глубина отбора образцов составила более 3400-3500 м. Песчаники этих отложений
представлены плотными, хорошо сцементированными мелкозернистыми разновидностями от серого до буровато-серого и коричневого цвета с редкими горизонтально ориентированными зубчатыми трещинами типа сутурных швов, поверхности которых выполнены темно-серым, почти черным глинисто-органическим материалом (рис. 1). Характеристики образцов приведены в таблице.
Петрографическое изучение песчаников показало, что в шлифах они сложены угловато-полуокатанными, полуокатанными зернами кварца (87-95 %) и обломками пород размером от 0,05 до 0,2 мм при преобладании мелкопсаммитовой фракции размером 0,1-0,125 мм, в редких случаях - 0,12-0,2 мм. Сортировка обломочного материала хорошая. В песчаниках отмечаются редкие открытые изолированные, в редких случаях соединенные по узким каналам, поры преимущественно изомет-ричной формы размером 0,05-0,12 мм (рис. 2). Содержание глинистого материала, установленное методом рентгеновской дифрактометрии, не превышает 4 %. В лабораторных условиях согласно ОСТ 39-180-85
Рис. 1. Образец керна пашийского горизонта
Рис. 2. Шлиф песчаника
Номер образца Кп по гелию, % кпр, 10-3 мкм2 Тип насыщения Номер образца Кп по гелию, % кпр, 10-3 мкм2 Тип насыщения
1 9,4 24,20 Нефтенасыщенный 15 2,7 0,02 Водонасыщенный
2 12,4 75,00 Нефтенасыщенный 16 7,4 2,44 Нефтенасыщенный
3 8,5 13,70 Нефтенасыщенный 17 9,7 25,50 Неравномерно нефтенасыщенный
4 10,2 29,20 Нефтенасыщенный 18 7,7 4,37 Неравномерно нефтенасыщенный
5 11,1 31,60 Нефтенасыщенный 19 7,0 1,02 Неравномерно нефтенасыщенный
6 9,8 31,40 Неравномерно нефтенасыщенный 20 5,5 0,22 Неравномерно нефтенасыщенный
7 9,5 15,80 Нефтенасыщенный 21 10,5 24,30 Нефтенасыщенный
8 11,2 86,00 Неравномерно нефтенасыщенный 22 6,4 0,47 Неравномерно нефтенасыщенный
9 10,7 46,00 Неравномерно нефтенасыщенный 23 8,8 14,10 Неравномерно нефтенасыщенный
10 11,7 97,00 Неравномерно нефтенасыщенный 24 12,7 65,00 Нефтенасыщенный
11 12,9 55,00 Нефтенасыщенный 25 5,4 0,24 Неравномерно нефтенасыщенный
12 10,5 15,40 Нефтенасыщенный 26 9,6 15,40 Нефтенасыщенный
13 11,2 81,00 Неравномерно нефтенасыщенный 27 9,0 23,70 Неравномерно нефтенасыщенный
14 11,4 66,00 Неравномерно нефтенасыщенный 28 6,7 0,67 Неравномерно нефтенасыщенный
Примечание. Кп, кпр - соответственно пористость и проницаемость образца.
«Нефть. Метод определения смачиваемости углеводоро-досодержащих пород» определен гидрофобный характер смачиваемости образцов.
Для опытов образцы керна насыщались методом жид-костенасыщения (ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением») разными жидкостями:
1) пресным полимерным раствором (ППР), в состав которого входят пресная вода, сода, крахмал, биополимер, смазочная добавка, ПАВ ПКД-515, карбонатный утяжелитель (СаСО3);
2) пресным глинистым раствором (ПГР), состоящим из пресной воды, соды, глины, карбоксиметилцеллюлозы;
3) полимер-солевым раствором (ПСР), включающим пластовую воду минерализацией 275 г/л, крахмал, биополимер, бактерицид, утяжелитель, смазочную и гидрофо-бизирующую добавки;
4) пластовой водой, на основе которой был приготовлен ПСР.
Пластовая вода содержала следующие ионы, мг-экв/л (мг/л): С1- - 4875,00 (172818,75)^02- - 0,03 (1,44); Са2+ - 1750 (35070); Mg+2 - 450 (5472); Ш++К+ -2675,03 (61525,69).
Методом центрифугирования осуществлялось снятие кривых капиллярного давления (ККД) с параллельным замером сопротивлений образцов керна [2]. Для ПСР получено значительное отклонение ККД в область больших значений водонасыщенности относительно кривых, полученных для других растворов (рис. 3). Остаточная водонасыщенность, определенная при капиллярном давлении рк=0,6 МПа, для ППР составила 9,2 %, для ПГР - 10,4 %, для пластовой воды - 12 %, для ПСР -22,8 %. Существуют два предположения: 1) минерализованная вода как основа ПСР приводит к удержанию
И \
тт \ л
V V?
1 №
■" -
10 го 30 40 50 60 70 80 90 100
#СВ, %
Степенная зависимость:
Пластовая езда — 67 К,"1'52
■ пср Я2 =0,676 0,939
ППР (ппэстовач вода) (ГИТ)
ПГР — р.МВДК,*13
Дг =0,681 яг=о,вз4
{пср) (ПГР)
Рис. 3. Усредненные кривые капиллярного давления рк, полученные насыщением 28 образцов керна различными растворами
жидкости в породе, похожему на гидрофилизацию, хотя ККД для пластовой воды незначительно отличаются от ККД для ППР и ПГР (относительная погрешность при коэффициенте водонасыщенности Кв < 20 % составляет ± 8,96 %); 2) к такому эффекту приводит взаимодействие полимерной части раствора с солями пластовой воды. Разница определений остаточной водонасыщен-ности при использовании ПГР и ПСР для данных пород составила 12,4 %. Следовательно, ПСР отличается от остальных буровых растворов изменением насыщенно-
Рис. 4. Зависимость параметра насыщения Рн от коэффициента водонасыщенности Кв
сти породы, что следует учитывать при оценке нефтена-сыщенности при интерпретации результатов ГИС. Поэтому перед использованием растворов при бурении последующих скважин на месторождении необходимо проводить исследования керна в лаборатории для возможности корректировки данных ГИС.
Для зависимости параметра насыщения Рн от водонасыщенности Кв, кроме отклонения кривой для ПСР от практически схожих (в пределах погрешности метода: относительная погрешность для параметра насыщения составляет ± 16,7 %) кривых для ППР и ПГР, отклонение наблюдается также для пластовой воды, кривая которой практически накладывается на зависимость для ПСР (рис. 4), т.е. коэффициенты а и т в зависимости параметра насыщения от водонасыщенности Рн=а Кв-т определяются не только типом породы, но и минерализацией жидкостей.
По данным контрольной скважины, из которой отобран керн, было проведено численное моделирование нефтенасыщенности методом Арчи - Дахнова. Открытая пористость пласта в данной скважине изменяется от 6 до 13 %, в среднем составляя 10 %. Песчаники нефтенасыщены, что подтверждается фотографированием керна в ультрафиолетовом (УФ) свете, результатами опробований в открытом стволе и колонне. Известно, что лабораторными методами нефтенасыщен-ность не определяется. Для зоны предельной нефте-насыщенности принято Кн = 1 - Кв о (Кн, Кв о - коэф-
1
К10 - 97,10е п ■ (_ Я = 0,4
■
к' = 7? П ПК -1-М
л=о,в
| ♦) яг | **
12
16
К„,%
Рис. 5. Зависимость остаточной водонасыщенности Кво от пористости Кп:
1 - чистые песчаники и алевролиты; 2 - глинистые песчаники, содержание пелитовой фракции более 6 %
фициент соответственно нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности). Корреляционная зависимость Кв о от пористости Кп представлена на рис. 5. Таким образом, для рассматриваемых песчаников пористостью около 10 % содержание остаточной воды составит 6-10 %, нефтенасыщенность - 90-94 %. При расчетах нефтенасыщенности использовались теоретические УЭС предельно насыщенной породы, учитывающие Рн для различных растворов. Полученные результаты показывают, что абсолютная погрешность определений нефтенасыщенности при использовании ПСР вместо пресных растворов составляет 4,3-15 %. На рис. 6 приведены результаты интерпретации данных ГИС и расчетные кривые. В целом получено доказательство того, что неучтенные особеннос
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.