Существующие способы определения коэффициентов пористости Кп и нефтегазонасыщенности К_нг пород на образцах керна, используемые при подсчете запасов нефти и газа, а также при построении петрофизических связей, не учитывают следующие факторы: 1) набухание глинистого материала, 2) потерю влаги набухания при высушивании образцов, 3) аномальную плотность влаги набухания (межслоевой воды) и остаточной воды.

Согласно В.Н. Дахнову, объем влаги набухания глинистых частиц исключается из объема открытых пор породы и соответственно не учитывается при расчете коэффициента остаточной воды коллекторов [1]. Различные лабораторные методы оценки содержания остаточной воды и пористости предполагают предварительную сушку образцов при температуре 105-120°С. При этом часть межслоевой воды удаляется, соответственно количество остаточной воды и открытая пористость увеличиваются.

Коэффициенты набухаемости глин (объем воды в кубических сантиметрах, поглощаемый 1 г абсолютно сухого вещества) составляют для натриевых монтмориллонитов 8,5-1,4 и уменьшаются с ростом минерализации насыщающего раствора от 0,001 до 1 мг-экв/см³ для кальциевых монтмориллонитов до 1,35, для натриевых и кальциевых каолинитов до 0,8-0,85 независимо от минерализации растворов [3]. Для определения набухаемости 1 см³ глин Н_нб следует приведенные значения умножить на плотность твердой фазы соответствующих глинистых минералов r_мг.

По данным Р.И. Злочевской и др. [3, 5, 7], влага набухания удаляется из глин при нагревании от 70 до 250°С. Причем чем меньше исходная влажность, тем быстрее, т. е. при меньшей температуре, идет удаление связанной воды. При сушке образца средней влажности при температуре до 105°С потеря влаги набухания составляет около 10%, а при кипении в толуоле при температурах 110-120°С (определение остаточной воды способом Закса) - не менее 15 % от общего количества [2].

Плотность межслоевой воды r_мс отличается от свободной. По данным Л.И. Кульчицкого, плотность связанной воды монтмориллонитовых и каолинитовых глин составляет до 1,3- 1,35 г/см³, а всей адсорбированной влаги 1,06-1,15 г/см³ [5].

Остаточная вода коллекторов нефти и газа состоит из физически связанной и капиллярно-удержанной воды. Капиллярно-удержанная вода субкапиллярных пор, кольцевых менисков в узких местах контакта зерен и тупиковых пор по своим свойствам близка к свободной воде. Очевидно, что плотность остаточной воды выше единицы или близка к ней по мере увеличения доли капиллярно-удержанной воды.

Указанные факторы вносят существенные поправки в традиционные методы оценки подсчетных параметров коллекторов.

Изложим способы приведения коэффициентов пористости и остаточного водонасыщения, определяемых наиболее распространенными в практике методами, к их истинным значениям.

1. Определение коэффициента остаточного водонасыщения (нефтегазонасыщения) по методу Закса (прямой метод).

В дистилляционно-экстракционном методе [2] при удалении воды кипячением образца в толуоле (температура до 120 °С) исходные данные для расчета остаточного водонасыщения k_в.о^З: объем удаленной влаги V_в^З и объем пор образца V_п.в (водонасыщенного). k_в.о^З при этом находится как отношение этих объемов, т. е.

При оценке истинного значения К_в.о^и необходимо учитывать набухание глинистого цемента и аномальную плотность межслоевой влаги и остаточной воды по следующей формуле:

где V_нб - объем влаги набухания; r_мс/r_в - соотношение плотностей межслоевой влаги и воды в свободном состоянии; h₁ -коэффициент потери влаги набухания при нагревании образца до 120 °С, который на основании экспериментальных данных может быть принят равным 0,15 [3, 7], r_в.о - плотность остаточной воды.

Величина V_Нб рассчитывается по известной объемной глинистости породы Кгл, объему образца V_Обр и коэффициенту набухания глинистого материала Ннб

Vнб = Кгл VобрHнб. (3)

2. Определение коэффициента К_в.о^ц методом центрифугирования.

Исходные данные для расчета К_в.о^ц : масса образца при остаточном водонасыщении Р_Вл^Кво; масса сухого образца Р_Сух, высушенного при температуре 105 °С; масса образца Р_вл, полностью насыщенного водой, К_в.о^ц рассчитывается по формуле

Истинное значение К_в.о^ц должно определяться также с учетом набухания глинистого цемента и аномальных плотностей межслоевой влаги и остаточной воды по формуле

где Рнб=V_нбr_мс - вес влаги набухания в полностью водонасыщенном образце; h₂ - коэффициент, учитывающий потерю влаги набухания образцом при 105 °С, который на основании экспериментальных данных может быть принят в среднем 0,07 [3, 7].

В формулах (2) и (5) требуется знание объема пор V_п.в водонасыщенного образца. Он может быть оценен следующим образом:

где К_п^к - коэффициент открытой пористости, определенный обычным способом Преображенского при насыщении образца керосином.

Сравнение формул (4) и (5) показывает, что истинная оценка К_в.о^и всегда ниже, а, следовательно, учет наличия влаги набухания и аномальных плотностей межслоевой влаги и остаточной воды приводит к увеличению подсчетного параметра - коэффициента нефтегазонасыщения Кнг ==1-К_в.о^и.

3. Определение коэффициента пористости К_п^в насыщением водой.

Расчетные данные для обычно применяемого способа: масса сухого образца Р_сух; масса образца, насыщенного водой Р_вл; масса этого же образца в воде Р_вл^в. Коэффициент пористости К_п^в при этом рассчитывается по известной формуле

Учет влаги набухания и аномальных плотностей межслоевой и остаточной воды приводит к следующему соотношению для оценки истинного коэффициента пористости водонасыщенной породы:

4. Определение коэффициента пористости К_п^к керосинонасыщением.

В лабораторной практике пористость пород по керосинонасыщению К_п^к определяется по формуле, аналогичной (7).

Истинное значение К_п^и с учетом рассматриваемых факторов через обычную оценку К_п^к рекомендуется вычислять по формуле

Из формулы (9) следует, что оценка пористости образцов керосинонасыщением всегда ведет к завышению этого параметра по сравнению с водонасыщенным образцом (каким он является в естественных условиях). Причем степень завышения определяется заглинизированностью образца и коэффициентом набухаемости глинистого материала. Следует учитывать, что набухание в той или иной степени характерно для любого глинистого минерала. В монтмориллонитовых глинах происходит внутрикристаллическое набухание, а в каолинитовых - межагрегатное; в обоих случаях оно зависит от состава обменных катионов [3, 5]. На необходимость учета набухаемости глинистого цемента при оценке коэффициента пористости коллекторов ранее указывал В.Н. Дахнов [1].

При вышеизложенных способах оценки истинных значений К_п^и и К_в.о^и применяются формулы (2), (5), (8), (9) и известным значениям плотностей межслоевой влаги и остаточной воды. Очевидно, что величины r_мс и r_в.о будут зависеть от минерального состава твердой фазы породы (скелета и цемента), количества физически связанной воды, минерализации и химического состава насыщающего раствора и температуры. Плотность межслоевой влаги, как указывалось выше, может быть принята по экспериментальным данным 1,3 г/см³ [3]. Плотность же остаточной воды должна устанавливаться для конкретных коллекторов с учетом их геологических особенностей и термобарических условий залегания.

Наиболее просто r_в.о определяется, когда один и тот же образец вначале подвергается опыту по оценке К_в.о^ц центрифугированием, а затем по оценке К_п^к керосинонасыщением. Тогда по исходным данным величина r_в.о рассчитывается по предлагаемой нами формуле

Кроме упомянутых выше величин здесь используются масса образца, насыщенного керосином Р_обр^к и плотность керосина r_к.

Предложенный нами выше методический подход к определению истинных значений коэффициентов остаточного водонасыщения методом Закса и пористости был реализован на образцах сеноманского возраста Уренгойского месторождения, отобранных из скв. 127, которая бурилась с применением нефильтрующегося известково-битумного раствора. При этом удалось установить, что плотность остаточной воды при ее содержании в породе свыше 55 % составляет единицу, т.е. близка к плотности пластовой воды, минерализация которой равна 18 г/л, и повышается до 1,14 г/см³ при r_в.о около 10%.

В ЦЛ Главтюменьгеологии термовесовым анализом установлено, что глинистая фракция (d₃<0,01 мм и d₃< 0,001 мм имеют одинаковый состав) пород сеномана содержит в среднем 53 % монтмориллонита и 47 % каолинита. Монтмориллонит и каолинит имеют Са, Na-формы. Весовая емкость обмена глинистой части пород составляет 5-20 мг-экв/100 г. На основании вышеприведенных литературных данных, подтвержденных и нашими экспериментами, величина набухаемости глинистой фракции сеноманских коллекторов принята в среднем равной 1,16 г/см³.

В таблице указаны исходные данные и результаты расчетов реализованной методики по некоторым образцам с широким диапазоном изменения глинистости. Оказалось, что истинные значения К_п^и и К_в.о^и ниже обычных оценок по всем исследованным образцам, т.е. неучет потери влаги набухания глинистого цемента и аномальных плотностей межслоевой влаги и остаточной воды приводит к систематическим погрешностям при определении К_в.о и открытой пористости коллекторов и неколлекторов.

Критерием правомерности предлагаемой методики определения К_п^и и К_п^и служат результаты расчетов петрофизических характеристик глинистых пород (образцы 9 и 5). По методу Закса для них получены парадоксальные значения К_в.о^З, превышающие 100 % (126 и 113 %), причем такое завышение К_в.о^З характерно для всех глин. К тому же изученные глины представлены не полностью пелитовой фракцией, т.е. в порах псаммитово-алевритовой их части содержится какое-то количество газа. Объем пор образца здесь определялся по разности масс экстрагированного и высушенного образца и насыщенного под вакуумом керосином, отнесенной к плотности керосина.

Исправленные значения К_в.о^и за влияние указанных факторов меньше 100 %, т.е. на долю газа приходится соответственно 18 и 27 %, при этом эффективная пористость глин составляет 3,2 и 7,8 %. Из этих глин можно получить непромышленные притоки газа, что и подтверждается их опробованием.

Степень занижения К_в.о^и и К_п^и определяется величиной глинистости образца.

Более наглядно связь между рассмотренными параметрами показана на рисунке .

В качестве допустимого расхождения между истинными и ошибочными значениями коэффициентов пористости, газонасыщения и объемного газонасыщения W_г=КгКп взяты соответствующие относительные погрешности, выраженные в процентах:

Из рисунка видно, что относительная погрешность оценки К_п снижается с ростом абсолютной величины пористости породы, так как при этом уменьшается степень ее заглинизированности. При низких значениях К_п^к (<=23 %) относительные погрешности составляют >=20 %, при высоких К_п^к (выше 32%) - около 2,5 %.

Истинные величины К_г^и и W_г^и всегда выше при учете влаги набухания, ее аномальной плотности и аномальной плотности остаточной воды. Поправки g и v тем выше, чем сильнее заглинизирована порода (см. рисунок ).

Поправки в значения коэффициентов пористости и остаточного водонасыщения наиболее существенны в том случае, когда отложения наряду с наличием глинистого цемента и разбухающих в нем глинистых минералов содержат пластовые воды сравнительно низкой минерализации. Поэтому предлагаемый методический подход к оценке К_п и Кв.о наиболее важен для продуктивных отложений месторождений Западной Сибири, Мангышлака, Северного Кавказа, Кубани, Сахалина и др. Менее значительны рассматриваемые поправки при оценке коллекторских свойств пород месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, где минерализация пластовых вод достигает 250-300 г/л.

Выводы

1. Коэффициенты остаточного водонасыщения и пористости, определяемые по керну, должны рассчитываться с учетом влаги набухания глинистых минералов и аномальных плотностей межслоевой влаги и остаточной водыколлекторов.
2. Исправленные за указанные факторы коэффициенты пористости и остаточного водонасыщения всегда ниже, а коэффициенты нефтегазонасыщения и эффективной пористости всегда выше коэффициентов, определяемых традиционными способами.
3. Степень расхождения между истинными и ошибочными значениями пористости и нефтегазонасыщения зависит от абсолютных величин коллекторских характеристик, так как они определяются заглинизированностью породы.
4. Коэффициенты набухаемости глин, величины аномальных плотностей межслоевой влаги и остаточной воды необходимо определять экспериментально с учетом геологических особенностей коллекторов различных нефтегазоносных районов - минерализации пластовых вод, содержания и минерального состава глинистого цемента и термобарических условий залегания пород.

1. Дахнов В.Н. Влияние глинистости коллекторов на точность подсчета запасов нефти и газа. - Геология нефти и газа, 1977, № 9 ,с. 58-60.
2. Закс С.Л. Отбор и исследование кернов на водо- и нефтенасыщенность. - Нефтяное хозяйство, 1947, № 6, с. 24-30.
3. Злочевская Р.И., Злочевский С.И., Куприна Г.А. Исследование термической дегидратации катион-замещенных образцов монтмориллонитовой глины. - В кн.: Связанная вода в дисперсных системах. М., 1972, с. 195-211.
4. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., Недра, 1977.
5. Кульчицкий Л.И., Усьяров О.Г. Физико-химические основы формирования свойств глинистых пород. М., Недра, 1981.
6. Леонтьев Е.И. Моделирование в петрофизике. М., Недра, 1978.
7. Чухров Ф.В. Коллоиды в земной коре. М., Изд-во АН СССР, 1955.

Таблица

Результаты приведения коэффициентов К_в.о^З (метод Закса) и К_п^к (способ Преображенского) к истинным значениям К_в.о^и и К_п^и (Уренгойское месторождение; скв. 127, пробуренная на нефильтрующемся известково-битумном растворе; песчано-глинистые породы сеномана)

Примечание. W_г^З = К_h^ЗК_п^к, W_г^и=К_г^иК_п^и - объемная газонасыщенность, установленная по методу Закса и способу Преображенского, и истинная.

Рисунок

Графики зависимости относительных расхождений между ошибочными и истинными определениями коэффициентов остаточного водонасыщения (а), открытой пористости (б) и объемной газонасыщенности (в) от соответствующих ошибочных оценок коллекторских свойств пород сеноманской залежи Уренгойского месторождения.