CC BY
74
исследовании структуры порового пространства в прокрашенных петрографических шлифах путем имидж-анализа цифрового изображения SIAMS 700 часто получается результат «пор нет».
Другими словами, высокая пористость рассматриваемых пород связана не с порами субмиллиметровой размерности, а с более тонкими порами. Действительно, изучение структуры порового пространства рассматриваемых глинистых опок методами рентгеновской микротомографии с помощью микротомографа
«SkyScan 1172» позволяет выявить и оценить объём пор размерами от 3 мкм и больше.
На рис. 6 приведены характерные кривые распределения по размерам пор и фильтрационных каналов, связывающих их в образцах размером 3 мм по диаметру и по высоте. Общим для этих распределений является тот факт, что, начиная с 12 мкм, число пор начинает резко нарастать в сторону более мелких пор, и их количество исчисляется тысячами, тогда как более крупные поры (судя по врезкам на рис. 6) исчисляются единицами, реже — десятками.
Рис. 3 — Открытая пористость по керосину Fig. 3 — Open porosity as tested with kerosene
Рис. 4 — Поры капиллярной размерности: а) результат выщелачивания раковин радиолярий, б) результат неплотной упаковки терригенного материала
Fig. 4 — Capillary pores: a) as a result of radiolarian shell dealkalization, b) as a result of loose
packing of terrigenous rock
i * 7 .; ■ ■ V Y-;'
Рис. 5 — Пустоты, связанные с открытыми трещинами Fig. 5 — Voids connected with open fissures
Другим общим моментом для этих распределений является то, что количество связных каналов начинает резко нарастать не с 12, а с 6 мкм и их существенно меньше, чем пор соответствующего размера. Кроме отмеченной общности в приведённых распределениях, имеются и различия их для разных пластов. Так, на рис. 6а видно, что на образце с распределением, характерным для пластов НБ0 и НБ2, количество пор размером 4 мкм достигает 4000, количество каналов соответствующего размера на порядок меньше (их около 400), для пласта же НБ1 эти величины не столь разнятся (3500 и 2000, соответственно). Отмеченное различие может быть и случайным из-за малых размеров образцов и подлежит проверке путём увеличения количества изучаемых образцов. Тем более, что есть основания полагать, что фильтрующие каналы в породах пласта НБ1 имеют существенно меньший размер, чем в пласте НБ2. На этот факт указывают результаты исследования керна методом ртутной порометрии.
А именно, из рис. 7, на котором приведены распределения гидравлических радиусов по-ровых каналов для образцов изучаемых опок, видно, что основная масса фильтрационных каналов пласта НБ1 (рис. 7а) имеет размеры (радиусы) на порядок меньше, чем в пласте НБ2 (рис. 7б). Отметим, что эти преобладающие радиусы имеют размеры не микрометров, а нанометров. В частности, для пласта НБ1 наиболее часто встречающийся радиус равен 10 нм в то время как для пласта НБ2 он составляет 100 нм. В связи с этим, вопрос о микронном размере фильтрационных каналов по данным рентгеновской микротомографии остаётся открытым. Так, судя по врезкам на рис. 7, их доля несоизмеримо меньше, чем доля каналов нанометро-вого размера.
Интересно отметить, что гидравлические радиусы фильтрационных каналов в плотной карбонатной породе на порядок выше, чем в глинистых опоках. На рис. 7 в приведены данные по образцу, взятому из глинистой кузнецовской свиты, подстилающей отложения изучаемой нижнеберёзовской подсвиты. Здесь фильтрационные радиусы могут иметь не только нанометровую размерность, но и достигают первые микрометры. Другими словами, фильтрационные возможности матрицы опок ниже, чем у плотных карбонатных пород.
Сравнительный анализ данных рентгеновской микротомографии и ртутной порометрии показывает, что структура порового пространства матрицы опок в диапазоне от 3 мкм до 10 нм ещё не изучена, в связи с этим, не ясна и его роль в фильтрации флюидов. Решение этой задачи можно получить путём совмещения методов микротомографии и растровой электронной микроскопии (технологии «Цифровой керн»). И это важно, поскольку результаты изучения структурно-геометрических характеристик пор изучаемых пород с использованием объемно-статического вакуумного анализатора удельной поверхности и пористости ASAP-2020M указывают на различия структуры порового пространства в пластах НБ1 и НБ2 на уровне пор на-нометрового размера. На рис. 8, где приведены диаграммы изменчивости содержания микро-пор (диаметр менее 2 нм) и мезопор (диаметр от 2 до 50 нм), видно, что в пласте НБ1 объём пор с диаметром от 2 до 50 нм (мезапоры) существенно больше, чем в пласте НБ2, где их объём практически такой же, как и в подстилающей изучаемые опоки кузнецовской свите.
Итоги
В составе глинистых опок выделяются отдельные пласты, резко различающиеся по содержанию различных фаз кремнезёма — кварца и ОКТ-фазы. Пласт НБ1 содержит в среднем 22% ОКТ-фазы и 44% кварца, против 0,1 и 66 % — для НБ2. Основной объём пустотного пространства коллекторов, представленных глинистыми опоками севера Западной Сибири, связан с порами, а ёмкость микротрещин носит подчинённый характер, составляя одну тридцатую часть от общей пористости, т.е. коллектор относится к трещинно-поровому типу. Размеры фильтрационных каналов матрицы опок с повышенным содержанием ОКТ-фазы на порядок ниже, чем для опок, в которых
кремнезём представлен, в основном, тонкозернистым кварцем. Преобладающие размеры диаметров составляют 10 и 100 нм для пластов НБ1 и НБ2, соответственно. Объемы ультрамикрокапиллярных пор с диаметром менее 2 нм в опоках пластов НБ1 и НБ2 не различаются, следовательно, их сорб-ционные свойства примерно одинаковы, при этом, одинаково низкие. Дальнейшее уточнение структуры порового пространства матрицы опок с использованием технологий «Цифровой керн» позволит уточнить природу различий структуры поро-вого пространства пластов, различающихся по содержанию ОКТ-фазы кремнезёма, что важно для решения вопросов по добыче газа из таких коллекторов.
Выводы
Использование высокоразрешающей растровой микроскопии позволит уточнить и структуру порового пространства на уровне субкапиллярных пор с диаметрами менее 200 нм, что необходимо для оценки потенциальных адсорбционных свойств. Известно, что наиболее эффективный размер микропор для адсорбции и «удерживания» адсорбированного метана составляет около 0,8 нм, а из рис. 8 следует, что по объему микропор с диаметром менее 2 нм пласты НБ1 и НБ2 не различаются, следовательно, их сорбционные свойства примерно одинаковые и, при этом, одинаково низкие. Из чего следует важный для добычи газа вывод о том, что газ в опоках удерживается только капиллярными, а не химическими силами.
Образец № 22.5
6000
II
л u
12 15 IS 21 24 27
а)
6 9 12 1Î 18 21 24 27
Рал1[ус, .мкм
-Радиусы пор -Радиусы каналов
Образец № 35.6
f\
m 1 (l/u
12 И 18 21 24 27
3 « 9 12 1Î 18 21 24 2'
Радиус, м км
б) Рлл.-'.: nvf Fi"!*« м:плоь
960
980 -
990
1000 -
£ о
'.Z
1050
1060
0.05
0.1
Объем пор, ш3/г 0.15 0.2
"A { \ к
f i ! Z
i L.
k /
/
-a L
X
Умезопор в НБ0 ■ \'мезоттор в НБ2 -V'MiiKponop &НБ1
- УмезопорБ НБ1 VMiiKponop в НБ0
- VMiiKponop в НЬ2
Рис. 6 — Распределение по размерам пор и связывающих их каналов: а) пласты НБ0 и НБ2; б) пласт НБ1 Fig. 6 — Distribution by pore and channel sizes: a) NB and NB formations; b) NB formation
Рис. 8 — Изменчивость объёмов субкапиллярных пор (мезапор и ультрамикропор) опок нижнеберёзовской подсвиты Fig. 8 — Variability of void volume in subcapillary pores (mesopores and micropores) of gaizes in the lower Berezovskaya subformation
0.16
I nit
I 0 ■
I 0,1
I o.cs -i,
sT O.oe -
I 0'w
* n г.?
а)
О ■ 0,001
О&разце Na 12
o.oi o.ooe -0.00* -0.004 -0.002 •
- тм iy,n
rwÀi—J
0.1
0.01 Q.1 1 W 100
Гндраалнчсский радиус каналов, мкм
[ НДравлическле радиусы пироныл канояоц
0 16
s
(1 14
fl 1">
i
* 0.1
Ù-
5 O.ÛS
0.06
w
<1.04
S
0.0>
о
б)
Образец Ns> 90
0.01 0.1 1 10 100 Гидравлически!! радиус каналов, мкм
- Гидравлические ралиусы поросых каналов
Образец N? 39
0.001 0.01 0.1 1 Ю юо
Гидравлический радиус каналов, ыкм
в)
Гидравлические радиусы перовых каналов
Рис. 7 — Результаты ртутной порометрии по керну скважины № 4С: а) пласт НБ1; б) пласт НБ2; в) карбонатная порода Fig. 7 — Mercury porosimetry of the core from well 4С: а) NBt formation; б) NB2 formation; в) carbonate rock
ENGLISH
GEOLOGY
Properties of voids in the Senonian gaize of the northern part of West Siberia
Authors:
Alexander A. Doroshenko — Sc.D., head of inventory counting; a.doroshenko@ggr.gazprom.ru yana O.Karymova — geologist of the inventory calculation department; ya.karymova@ggr.gazprom.ru
UDC 551+622.691
ITC Gazprom Geologorazvedka, Tyumen, Russian Federation
Abstract
This paper gives the very first description of the reservoir void spaces of the Senonian epoch, belonging to the area of Nadym, Pur and Tazovskiy in West Siberia. The research is based on the core analysis accomplished with such techniques as light microscopy, X-ray microtomography, and mercury porosimetry. The study has also employed the data received with volumetric and static analyzer of specific surface area and porosity of the samples. It has been found that fracture capacity amounts to 1/30 of total porosity, and flow channels are sized to a nanoscale, which depends on the form of silica prevailing in the formation.
Materials and methods
The following core analysis techniques have been applied and reviewed in order to solve the current problem: X-ray diffraction (XRD), thin section description, core microtomography, mercury porosimetry.
Results
Composition of argillous gaize reveals several
sections, which are distinctly different in the amount of various silica forms - quartz and OCT (opal, cristobalite, and tridymite). On the average, NB1 layer contains 22% of OCT and 44% of quartz, whereas NB2 shows 0.1% and 66% respectively. Major volume of reservoir void space is represented by West Siberan argillous gaize and connected to pores, while microfissure capacity is of minor nature, accounting for 1/30 of total porosity. This means that the reservoir belongs to porous fractured type of formation. Flow matrix channels of high OCT gaizes are significantly smaller than those in which silica is mostly represented by fine -grained quartz. Prevailing diameters are 10 and 100 nm for NB1 and NB2 respectively. Capacities of ultra-microcapillary pores, which are found in NB1 and NB2 gaizes and are less than 2 nm in diameter, do not differ. Thus, their sorption properties are nearly the same and yet equally poor. Further study of the void space of the gaize matrix with core flow digital services will enable to define the nature of difference of pore volume structure, as applicable to formations
with different OCT-content, which is essential for issues related to gas production from such reservoirs.
Conclusions
Use of high-resolution scanning microscopy will also allow further research of void space structure at the level of subcapillary pores of less than 200 nm in diameter, which is required for evaluation of adsorption potential. As is known, the most effective micropore size to adsorb and hold occluded methane is about 0.8 nm. As Figure 8 suggests, NB1 and NB2 formations are alike in the volume of voids of less than 2 nm in diameter. Thus, their sorption properties are nearly the same and yet equally poor. It therefore appears that gas in the gaizes is held by merely capillary force and not by chemical bond which is an important conclusion in the context of gas production.
Keywords
gaize, lower Berezovskaya subformation, void space, silica, thin sections, digital core flow, flow matrix, porous fractured reservoir
Техновотум
Технологии неразрушающе го контроля
РОБОСКОП ВТМ-5000
стенд лазерного сканирования и дефектоскопии
www.votum.ru _
ТОМОГРАФИК УД4-ТМ
многофункциональный дефектоскоп-томограф
j 00 \\
ГЕОЛОГИЯ
Оперативный гидрохимический контроль за разработкой залежей ачимовских отложений Уренгойского НГКм
УДК 550.4.02
А.ю. Корякин
генеральный директор referent@gd-urengov.gazprom.ru
м.Г. жариков
к.т.н., заместитель генерального директора — главный геолог m.g.zharikov@gd-urengov.gazprom.ru
Г.С. Ли
к.т.н., заместитель начальника инженерно-технического центра по геологии и разработке месторождений
g.s.li@gd-urengov.gazprom.ru м.А. Катаева
начальник лаборатории инженерно-технического центра по геологии и разработке месторождений
m.a.kataeva@gd-urengov.gazprom.ru
ООО «Газпром добыча Уренгой», Новый Уренгой, Россия
Представлены результаты комплексных исследований по определению и уточнению коррелятивных гидрохимических компонентов и диагностических критериев пластовых вод ачимовских объектов эксплуатации Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.
Ключевые слова
Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение, ачимовские отложения, гидрохимический анализ и контроль, гидрохимические показатели и критерии
С начала разработки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ) в ООО «Газпром добыча Уренгой» проводятся систематические работы определения химического состава вод по всем гидрогеологическим комплексам. УНГКМ приурочено к северу центральной части Западно-Сибирского мегабассейна. В целом, рассматриваемый мегабассейн характеризуется двумя гидрогеологическими этажами, разделенными толщей глин турон-датского возраста. В составе нижнего этажа, включающего основные нефтегазоносные комплексы, выделяется три гидрогеологических комплекса: апт-альб-сеноманский, неокомский и юрский [1].
Вследствие подвижности и геохимической активности вода реагирует непосредственно на техногенез пластовых нефтега-зоконденсатных систем, поэтому служит индикатором продвижения в залежи пластовых флюидов. В частности, обводнения продуктивных горизонтов [2].
Ключевыми задачами комплекса исследований объектов УНГКМ является получение представительной геолого-промысловой информации о состоянии его разработки, осуществление оперативного мониторинга параметров залежей пластов и прискважинной зоны.
Ачимовские отложения УНГКМ характеризуются чрезвычайно сложным геологическим строением: значительной лито-логической неоднородностью, низкими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, различием в фазовом состоянии углеводородов, блоковостью структур. Значимыми являются и гидрогеологические факторы обводнения — аномально высокое пластовое давление, огромные размеры водонапорной системы, повышенный гидродинамический градиент между ниже- и вышележащими отложениями [3].
Строение ачимовской толщи крайне неоднородное, в ее составе выделяются несколько песчаных тел, имеющих линзо-видный характер залегания. К ним приурочены газоконденсатные и нефтяные залежи в продуктивных пластах Ач12^Ач62.
Полученная гидрохимическая информация по ачимовским объектам позволила установить гидрохимический контроль (ГХК) за данными участками недр. Лабораторные работы проводятся при этом с применением современной техники, позволяющей анализировать широкий спектр макро- и микрокомпонентов: системы капиллярного электрофореза «Ка-пель-105М» (катионный состав), ионных хроматографов «Metrohm» (анионный состав и кремний), рентгенофлуоресцентый спектрометр «Спектроскан МАКС-вУ» (железо общее).
Первоначальный комплексный анализ гидрохимического фона ачимовских отложений был проведен ИПНиГ РАН в 2013 г. на основе базы данных Инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Уренгой». В процессе разработки этих отложений сведения о составе пластовых вод перманентно дополняются и уточняются [4].
В настоящее время ГХК проводится по эксплуатационным скважинам двух ачи-мовских участков: 1А (пласты Ач3-4) и 2А (пласты Ач3-4+Ач52-3, Ач52-3). Пробы воды, доставляемые для анализа, на данном этапе разработки представлены преимущественно конденсационным типом. Воды залежей пластов Ач3-4 характеризуются наибольшим распространением и повышенной продуктивностью, в отличие от пластов Ач52-3, поэтому объемы гидрохимической информации для установления фоновых значений существенно отличаются.
Ранее полученные результаты анализа гидрохимических данных по сеноманскому и неокомскому водоносным комплексам показали, что информативность и величины интервальных значений показателей зависят от глубины залегания пластов. Общей особенностью распределения по разрезу солености подземных вод УНГКМ является вертикальная геохимическая зональность. Гидрохимическая инверсия, установленная в верхнемеловом разрезе, в целом сохраняется и в ачимовских отложениях, характер её при этом усложняется [5, 6].
По результатам гидрохимического анализа (ГХА) получены усредненные параметры попутных вод ачимовских участков (таб. 1)
С целью обоснования наиболее информативных критериев гидрохимического мониторинга обводнения эксплуатационных объектов был проведен анализ закономерностей изменения концентраций различных ионов в попутных водах по разрезу месторождения (рис. 1).
В зависимости от глубины изменяются минерализация вод и количество компонентов. При этом изменение их компонентного состава сопровождается сменой типа — с хлоридно-натриевого на гидро-карбонатно-натриевый. Количественное содержание компонентов пластовых вод по ачимовским залежам близко к пластам
тангаловской и сортымской свит (БУ8, БУ9, БУда БУи).
Опыт проведения ГХК на УНГКМ свидетельствует о целесообразности использования гидрохимических критериев для идентификации генезиса жидкостей, поступающих в скважины.
На основе полученных количественных характеристик выполнены расчеты соотношений между коррелятивными ионами,
Рис. 1 — Содержания компонентов пластовых вод в зависимости от продуктивного пласта
Эксплуатационный участок Залежи пластов
рН
Плотность, г/см3 Минерализация, г/дм3 £ Хлорид-ион, мг/дм3
<и
■§ Гидрокарбонат-ион, мг/дм3 ср
2 Карбонат-ион, мг/дм3
О)
| Сульфат-ион, мг/дм3
о
| Бромид-ион, мг/дм3 ^ Йодид-ион, мг/дм3 Кальций, мг/дм3 Магний, мг/дм3 Сумма калия и натрия, мг/дм3 Аммоний, мг/дм3 Барий, мг/дм3 Стронций, мг/дм3 Борат ион, мг/дм3 Кремний, мг/дм3
1А
2А
х
о р
д
Ач3-4
6,95
I,005 10,36 4950 1600
7,8
23,9
4,66
61,5
12,5
3680
26,3
48,5
24,8
II,8 8,5
6,80
1,003
6,32
2730
1232
45.0 8,1 1,43 50,5 12,5 2145 29,9
25.1 17,8 7,7 4,9
6,59 1,001 5,78 2500 920
59,4
5,8
0,71
45.1
11.2 1880 17,1 24,0 17,4
3.2
5.3
Таб. 1 — Усредненные гидрохимические параметры попутных вод ачимовских продуктивных горизонтов по участкам 1А и 2А УНГКМ
Ач3-4+Ач52-3
Ач52-3
