Изучение петрофизических свойств горных пород, исполь-зуемых при прогнозировании углеводородных залежей Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

DOI: 10.24411/2619-0761-2019-10026 УДК 551.14:550.83:551.24:550.83

ИЗУЧЕНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Гулиев Ильгам Идрис оглы - диссертант института НИПИ "Нефтегаз", старший инженер лаборатории "Геолого-геофизическое обобщение", ilham br@mail.ru

Аннотация: известно, что для обнаружения наличия углеводородных ловушек в естественных условиях залегания, геофизическими методами разведки возникает необходимость исследования петрофизических свойств горных пород и флюидов. Исследования петрофизических свойств проводятся с целью определения состава горных пород и флюидов путем сопоставления величин физических параметров скорости, плотности и удельного сопротивления.

В связи с этим, автором предложены некоторые формулы, по которым определяются изменения величин скорости, плотности и удельного сопротивления в зависимости от давления и температуры и взаимоперехода величин скорости и плотности. Также определяются зависимости величин эффективной пористости от величин пластовой скорости и плотности и удельного сопротивления пласта.

Ключевые слова: петрофизическое исследование, скорость, плотность, удельное сопротивление, углеводороды, прогнозирование, формула.

Введение.

Яри поиске и разведке месторождений нефти и газа геофизическими методами разведки в геологическом истолковании их результатов, в частности, при определении состава горных пород и флюидов, а также определении степени их влияния на геофизические поля возникает необходимость в изучении и использовании физических свойств горных пород и флюидов.

Поэтому при интерпретации геофизических данных необходимо знать такие петрофизические параметры, как пористость, газонефтенасыщенность, температура

пластов, геостатические, поровые и пластовые давления, скорость, плотность, удельное сопротивление, коэффициенты затухания упругих колебаний, а также законы изменения скорости, удельного сопротивления и плотности в зависимости от температуры и давления для исследуемого региона [1...5].

Основная часть. Все горные породы, в том числе и флюиды, слагающие геологические разрезы, в зависимости от глубины и условий залегания, в различных районах обладают различными значениями физических

параметров, вследствие воздействий физико-химических и тектонических процессов.

Следует отметить, что на изменение значений физических параметров оказывают большое влияние внутренняя температура флюидов, образовавшаяся за счет изменения объема вместилища (ловушки), порового и пластового давления, силы и частоты колебания тектонических движений, силы возникающей вследствие химического взаимодействия воды, водяных паров и газопаровых смесей с породами рассеянного органического вещества, а также силы воздействия температур, создаваемых за счет распада радиоактивных элементов н ах одящихся в горных породах [2, 3].

Таким образом, под воздействием различных сил, горные породы и флюиды, в естественных условиях залегания находятся в сложнонапряженном состоянии.

В связи с этим, автором предложено несколько новых математических и эмпирических формул, по которым определяются величины скорости, плотности, удельного сопротивления, геостатического, динамического, парового и пластового давления, а также геотермической и пластовой температуры и других петрофизических параметров.

© ®

Содержимое этой работы может использоваться в соответствии с условиями лицензии Creative Commons Attribution 4.0. Любое дальнейшее распространение этой работы должно содержать указание на автора (ов) и название работы, цитирование в журнале и DOI.

Несмотря на это, при прогнозировании залежей нефти, газа и газоконденсата основными давлениями, влияющими на их физические свойства, считают геостатическое, поровое, пластовое, геодинамическое и дифференциальное давление. При известной мощности и плотности каждого слоя или глубины залегания и средней плотности, геостатическое давление определяется по следующей формуле [4].

Ргст = 82 °= 8Н °с

1=1

здесь

°ср = 2 °

1=1

слоями пластов, химическое воздействие и внутренняя температура флюидов, вторичная цементизация простых проницаемых пластов и др.

В пр актике, связь между пластовыми и геостатическими давлениями, обычно устанавливается через дифференциальное (избыточное) давление по формуле [4].

ра = р гст Р п

Рпл = ¿пл = 8(<2И2 - «А )

(3)

( 1 )

где g - ускорение силы тяжести, которое до глубины 10 км равно 9,8 м/сек2; а и Ь -соответственно, плотность и мощность каждого слоя; аср - средняя плотность вышележащих отложений и образований; Н - общая мощность покрывающих слоев.

Касаясь вопроса изучения значения геодинамического (бокового) давления, можно отметить, что здесь встречаются с большими трудностями, поскольку оно определяется величиной геостатического давления, коэффициента Пуассона и их геологическими свойствами. Связь между геостатическим и геодинамическим давлениями устанавливается экспериментальным путем для каждого региона и выражается формулой [4].

Ргд = П Ргст (2)

где п - коэффициент пропорциональности, который колеблется в широких пределах. Например, для плотных песчаников коэффициент пропорциональности доходит до п = 2...3, а для менее плотных пород, типа алевролит и песков, до п = 1,4...1,5.

Одним из возможных факторов, влияющих на изменение физических свойств флюидов и горных пород является пластовое давление, создаваемое в паровом пространстве горных пород составляющих пластов. Образование пластового давления происходит в результате всего геологического развития, а его значение определяется комплексом природных факторов, к которым относятся геостатическое и гидродинамическое давление, степень сообщаемости между

где g - ускорение силы тяжести, <2 и <1 соответственно средняя плотность от поверхности земли до подстилающих и покрывающих слоев и h2 и h¡ - глубины до подстилающих и покрывающих горизонтов.

На основании экспериментальных исследований ранних работ установлено, что для различных регионов геотермический градиент различен, т.е. т = 1 град / 22 м, т = 1 град / 33 м, т = 1 град / 44 м, и наконец, т = 1 град / 55 м. Для большинства регионов он принимается в среднем как т = 1 град / 33 м, а для суши территории Азербайджана градиент установлен как т = 1 град / 55 м.

Таким образом, нормальная температура в з а в и симости от глубины залегания и с учетом геотермического градиента определяется по формуле [4]:

г°=тН (4)

Следует отметить, что различие значения геотермического градиента для различных регионов объясняется наличием в геологических разрезах различных литолого -стратиграфических комплексов и флюидов, находящихся на различных глубинах под различным давлением и наличием радиоактивных элементов, находящихся в составе горных пород и флюидов.

За счет длительного времени распада радиоактивных элементов, происходит увеличение пластовой температуры, которая, в свою очередь, оказывает большое влияние на изменение значения геотермического градиента. Поэтому, для определения зна-че ний скорости, плотности и удельного электрического сопротивления, играющих значительную роль при геологической интерпретации сейсмических, гравиметрических и электрометрических материалов,

нефти, газа и газоконденсата в каждом районе исследования, наряду с другими видами геофизических исследований, в скважинах необходимо ввести термический каротаж. Как отмечено выше, изменение температуры во многом зависит от уплотнения и разуплотнения флюидов и вмещающих пород при тектоническом движении, а также от их теплопроводности. Например, при уменьшении объема вместилища флюидов за счет увеличения геостатического давления, увеличивается их внутренняя температура и, наоборот, при увеличении объема вместилища за счет уменьшения геостатического давления, внутренняя температура уменьшается. Внутренняя тепловая энергия у диэлектриков возникает в результате тепловых колебаний их кристаллических решеток, а у проводников и полупроводников, вследствие теплового движения электронов.

Передача тепловой энергии, связанной с колебаниями узлов решеток, представляет собой распространение в веществе гармонических упругих колебаний различной частоты на продолжительное время. А гармоничность колебаний узлов решетки приводит к рассеиванию фотонов и мешает передаче тепловой энергии путем теплопроводности. Этот эффект возрастает при увеличении температуры. Поэтому, в данном случае решетчатая теплопроводность у диэлектриков уменьшается.

Таким образом, перенос тепла в диэлектриках рассматривается как передача микроскопическими волнами кинетической энергии в направлении ее уменьшения, а у проводников и полупроводников, перенос тепловой энергии осуществляется, в основном, диффузией свободных электронов. Следует отметить, что решетчатая теплопроводность проводников значительно меньше электронной.

Известно, что при определении истинных значений скорости скелета горных пород и заполняющих их пор флюидов необходимо знать значения коэффициента эффективной пористости, являющегося эквивалентом производного коэффициента открытой пористости и водонефтегазонасы-щенности [5]:

т.е. Кэп = КопКН. (5)

Однако следует, отметит, что без данных бурения и стандартного каротажа найти значения коэффициентов открытой пористости КОП и водонефтегазонасыщен-ности КН не представляются возможными.

В связи с этим, при интерпретации с ейсмических, гравиметрических и электрометрических материалов, автором разработан приближенный способ определения значения коэффициента эффективной пористости. При этом были учтены, что в ловушках истинные значения скорости, плотности и удельного сопротивления скелета горных пород и флюидов остаются постоянными, а на изменения значения пластовой скорости, плотности и удельного сопротивления пласта, влияет только изменения величин э ффективной пористости:

т.е. V, = /(Кэп), о,=ф(Кэп) ир, = и(Кэп).

Этот способ используется для тех нефтегазоносных площадей, на которых отсутствует данные бурения и каротажа.

Для вывода эмпирической формулы по определению значения коэффициента эффективной пористости, автором собраны многочисленные данные ранних работ проводимых в Азербайджане и выявлен закон изменения функциональной зависимости пластовой скорости от коэффициента э ффективной пористости, а также установ-л е н о , что эта зависимость происходит по экспоненциальному закону. С другой стороны, из опытов также известно, что максимальное значение коэффициента открытой пористости горных пород в естественных усло виях залегания равно Кп = 0,55, а максимальное значение коэффициента насыщения горных пород флюидами равно Кн = 0,98 для газоконденсата и Кн = 0,90 для нефти. Тогда при минимальных значениях пластов о й скорости Уп = 200 м/с и пластовой плотности оп = 1,10 г/см3 и удельного сопротивления пласта р = 50 Ом-м максимальное значение коэффициента эффективной пористости будет Кэп = Коп Кн = 0,55-0,98 = 0,539 = 0 , 5 4 для газоконденсата и Кэп = 0,495 для нефти. Для воды и газа коэффициент на с ыщенности будет равен Кн = 1,0, тогда как Кэп = Коп. Это объясняется тем, что вода по силе капиллярности, а газ за счет расширения своего объема, заполняют поры горных пород полностью [5].

Из опытов геофизических работ, проводимых на суше и в море известно, что при значении пластовой скорости Уп = 6400 м/с и пластовой плотности ап = 2,65 г/см3 и удельного сопротивления пласта р = 1600 Ом-м коэффициент пористости, соответственно коэффициент эффективной пористости горных пород будет равен нулю, т.е. Кп = КЭп = 0.

Основываясь на эти данные можно установить функциональную зависимость между пластовой скоростью и коэффициентом эффективной пористости. В связи с этим авторами разработан новый способ, который основан на изменение по экспоненциальному закону значений пластовой скорости в з а ви си м ости от значений коэффициента эффективной пористости, т.е.: при

Кн = 0,98, Уш = V^expHl - Кэп/0,54)], при Кн = 0,90, Vni = У^ехр[а(1 - КЭП1/0,495)] (6)

Отсюда видно, что если найти значения а, то можно установить прямую зависимость между пластовой скоростью и коэффициентом эффективной пористости. Для определения значения a необходимо применить максимальное и минимальное значение пластовых скоростей Уп max = 6400 м/с и Уп m1n = 200м/с и значение коэффициента эффективной пористости Кэп = 0.

a = 1п(Уп max/Уп min) = ln(6400 м/с : 200 м/ с) = 1n32 = 2,303^1g32 = 3,4662.

Вставляя значения a в формулы (6) и проведя некоторые математические операции, то получим:

при Кн=0,98, Кэп = 1,383 - 0,3581^УШ , при Кн = 0,90, Кэп = 1,251802 - 0,328885-lg Уш (7)

Таким же способом можно определить значения коэффициента эффективной пористости в зависимости от значений удельного сопротивления пласта и подсчитать (по вышеуказанной аналогии) по формулам:

при Кн = 0,98, Кэп = 1,1475 - 0,35812^, при Кн = 0,90, Кэп = 1,05378 - 0,32888fr1gp (8).

А определение значения коэффициента эффективной пористости в зависимости от значения пластовой плотности осуществляется по формулам:

при Кн = 0,98, Кэш = 4,8416 - 1,41435^, при Кн = 0,90, Кэш = 4,4366 - 1,29694-lgö-; (9). Для оперативного определения значения коэффициента эффективной пористости, используя формулы (7...9), автором составлена таблица (табл. 1), которая, в свою очередь, используется при определении истинных значений скорости, плотности и удельного сопротивления скелета горных пород и флюидов. Путем сопоставления их значений между собой устанавливается наличие и

состав флюидов (воды, нефти, газоконденсата и газа) в естественных резервуарах.

Кроме вышеуказанных взаимосвязей между пластовой скоростью и плотностью, а также удельным сопротивлением пласта и коэффициентом эффективной пористости, автором также установлена зависимость м е жд у эффективной пористостью и глубиной коллекторских пород одного и того же состава, которая играет немаловажную роль при поиске углеводородных залежей в естественных условиях залегания. Эта зависимость выражается следующей формулой:

Нг = Нн exp

(

a

Y

1 --

1JH j

(10)

где Н, - глубина на / точке; Нн - глубина на начальной точке; Кэш- - эффективная пористость горных пород на Н, глубине; Кэпн -эффективная пористость на Нн глубине и а - экспоненциальный коэффициент. Из формулы видно, что если найти значения экспоненциального коэффициента а, то легко можно будет определить максимальную величину глубины Ни где значение эффективной пористости приближается к нулю (Кэп, = 0).

Анализ петрофизических свойств горных пород и флюидов показывает, что взаимосвязь между величинами геофизических параметров, таких как скорость и плотность, происходят по экспоненциальному закону. Поэтому, для прогнозирования углеводородных залежей в естественных условиях залегания автором предложены взаимоопределяющие формулы между величинами скорости и плотности, которые выражаются ниже:

V, = Vн•exp[a•(aI - он)] = Vff[1 + а(о, - он) + а2(о, - он)2/2+"] (11)

о, = он ехр- vн)] = он \1+в•(V, - vн)+p2•(v1 -Vн)2/2+"] (12)

Таблица 1

Изменение значения коэффициента эффективной пористости в зависимости от значений пластовой скорости и плотности и удельного сопротивления пласта

№ Vп оп Рп Кэп

КН = 0,98 КН= 0,90

1 200 1,10 50 0,539 0,495

2 400 1,15 100 0,431 0,396

3 600 1,20 150 0,368 0,338

4 800 1,25 200 0,323 0,298

5 1000 1,30 250 0,289 0,265

6 1200 1,35 300 0,260 0,239

7 1400 1,40 350 0,244 0,217

8 1600 1,45 400 0,217 0,198

9 1800 1,50 450 0,197 0,181

10 2000 1,55 500 0,181 0,166

11 2200 1,60 550 0,163 0,153

12 2400 1,65 600 0,153 0,141

13 2600 1,70 650 0,140 0,129

14 2800 1,75 700 0,129 0,118

15 3000 1,80 750 0,118 0,108

16 3200 1,85 800 0,108 0,099

17 3400 1,90 850 0,098 0,090

18 3600 1,95 900 0,089 0,082

19 3800 2,00 950 0,081 0,074

20 4000 2,05 1000 0,073 0,067

21 4200 2,10 1050 0,065 0,060

22 4400 2,15 1100 0,058 0,054

23 4600 2,20 1150 0,051 0,048

24 4800 2,25 1200 0,044 0,042

25 5000 2,30 1250 0,037 0,036

26 5200 2,35 1300 0,030 0,030

27 5400 2,40 1350 0,025 0,024

28 5600 2,45 1400 0,020 0,018

29 5800 2,50 1450 0,015 0,012

30 6000 2,55 1500 0,010 0,007

31 6200 2,60 1550 0,005 0,003

32 6400 2,65 1600 0,000 0,000

значения экспоненциальных коэффициентов а и р. Обычно на практике для нахождения их численного значения используются начальные и конечные значения скорости и плотности. Если принять для горных пород значения как V] = 6400 м/с, Vн = 200 м/с, о, = 2,65 г/см3, он = 1,10 г/см3, тогда вычисленные з начения их экспоненциальных коэффициентов будут: а = 20 см3/г, в = 0,0002273 сек/м.

Следует отметить, что для обеспечения требуемой точности достаточно взять первые два члена экспоненциалов, то есть:

К =К\1 + - Оа )1

/ НЬ V/ н /Л ^13)

О, =^Н \1 + -Кн)1

Из этих формул видно, что для использования их при интерпретации геофизических материалов необходимо найти

Если принять для флюидов значения как V = 1300 м/с, VH = 100 м/с, с, = 0,92 г/см3, он = 0,18 г/см3, тогда вычисленные значения их экспоненциальных коэффициентов будут: a = 15 см3/г, в = 0,0037 сек/м. Кроме вышеуказанных формул взаимоопределения параметров скорости и плотности, при прогнозировании углеводородных залежей, немаловажное значение имеет влияние геостатического давления и температуры, так как с увеличе-

нием геостатического давления (гравитационного эффекта) увеличивается значение пластовой скорости и плотности, а с увеличением температуры уменьшается значение последних. В связи с этим, для точного учета влияний геостатического давления и температуры на значения пластовой скорости и плотности, автором предложены новые формулы, которые выглядят так:

V = V • exp[a• (p, -PH)]*exp[-p\ti -tH)] = V

1 + a.(Pt -PH•(Рг -Ph)2

2

+ ■

а = а • exp [r• (P - Ph )] • exp[- S •(t, - ^)] = а

1 + M i - tH И ^ 2 - tH )2 +•••

1 + MP - Ph )+r2 ^- Ph ) +••■

(15)

(16)

Ph = Ph • expfo(P, - Ph )] • exp[- в • (t, - tH)] = Ph

1 +S-(t i - tH + •••

V • (P - Ph )+V •(P' - Ph )2 +

2

в

/ Ч в2 •(tг - tH )

•(t i - tH )+-

+

(17)

Для определения требуемой точности достаточно в формулах (15...17) взять первые два члена экспоненциалов.

Тогда эти формулы приобретают упрощенный вид, т.е.:

[1 + «(р, - рн )]

у = у

а = а

p = p

[1 - tH )]

[1 + r(Pi - PH )]

[1 + S(t, - tH)]

[1 + v(P - Ph )]

[1 + e(ti - tH )]

(18)

(19)

(20)

Отсюда видно, что если найти значения экспоненциальных коэффициентов а, в, У, д, П и в и вставить их значения в формулы (17), (18) и (20), то можно определить значения скорости, плотности и удельного сопротивления с учетом влияния геостатического

давления и внутренней температуры пласта.

Для определения значения этих коэффициентов, как в предыдущих формулах, используются начальные и конечные значения геостатического давления, температуры, пластовой скорости и плотности и удельного сопротивления пласта. Определение значения геофизических параметров по этим формулам, в отличие от предыдущих, осуществляется иными путями, то есть при постоянном значении температуры ^ = - = 0) определяются значения коэффициентов геостатического давления а, у и ц, а при постоянном значении геостатического давления Р, = Рн(Р, - Рн = 0) определяются значения коэффициентов температуры в, д и в.

Найденные значения коэффициентов геостатического давления и температуры, вставляются в формулы (17), (19) и (20) и вычисляются значения пластовой скорости

и плотности и удельного сопротивления вы ч и с лительных значений скорости звука пласта. Для доказательства правильности ароматических углеводородов (табл. 2 и 3). формул (18), (19) и (20) даются иллюстрации

Таблица 2

Скорость звука в ароматических углеводородах в зависимости от температуры и давления [1]

№ t, °C Давление, МПа

0,1 20 40 60 80 100

1 40 1250 1325 1400 1475 1550 1625

2 60 1136 1204 1272 1340 1408 1476

3 80 1042 1104 1167 1229 1292 1354

4 100 961 1018 1076 1134 1191 1249

5 120 893 946 1000 1053 1107 1161

6 140 833 883 933 983 1033 1083

7 160 - 828 875 922 969 1016

8 180 - - 824 867 911 956

9 200 - - - 820 861 902

10 220 - - - - 816 855

11 240 - - - - - 812

* Скорость звука бензола и толуола а = 0,003 (0,0028), в = 0,005(0,00486).

Таблица 3

Скорость звука в ароматических углеводородах в зависимости от температуры и давления [1]

№ t, °C Давление, МПа

0,1 20 40 60 80 100

1 40 1325 1400 1475 1550 1625 1700

2 60 1205 1273 1341 1409 1477 1545

3 80 1103 1165 1228 1291 1354 1418

4 100 1019 1077 1135 1192 1250 1308

5 120 946 1000 1054 1107 1161 1214

6 140 883 933 983 1033 1083 1133

7 160 828 875 922 969 1016 1062

8 180 - 824 868 912 956 1000

9 200 - - 820 861 903 944

10 220 - - - 816 855 894

11 240 - - - - 812 850

12 260 - - - - - 809

* Скорость звука в ксилоле а = 0,003 (0,0028), ß = 0,005 (0,00486)

Заключение. Таким образом, можно отметить, что найденные петрофизические параметры применяются при интерпретации геофизических данных с целью установления наличия флюидонасыщенных структур в геологическом строении и определения состава флюидов, а также используются при подсчете потенциальных запасов в резервуарах по категории С3.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Мустафаев Р.А. Теплофизические свойства углеводородов при высоких параметрах состояния. М.: Энергия. 1980. 254 с.

2 . Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика; под ред. Н.Б. Дортман. М.: Недра, 1984. 376 с.

3. Петрофизика: Справочник. В 3-х книгах. Кн . 1. Горные породы и полезные ископаемые; под ред. Н.Б. Дортман. М.: Недра, 1992. 305 с.

4. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика. Физика горных пород. М.: ФГУП Изд. «Нефть и газ», 2004. 215 с.

5. Тиаб Джеббар, Эрл Ч. Доналдсон. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов; перев. с англ. М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. 302 с.

REFERENCES

1. Mustafaev R.A. Teplofizicheskie svojst-va uglevodorodov pri vysokih parametrah sos-toyaniya. M.: Energiya. 1980. 254 s.

2. Fizicheskie svojstva gornyh porod i poleznyh iskopaemyh (petrofizika). Spravoch-nik geofizika; pod red. N.B. Dortman. M.: Nedra, 1984. 376 s.

3. Petrofizika: Spravochnik. V 3-h knigah. Kn. 1. Gornye porody i poleznye iskopaemye; pod red. N.B. Dortman. M.: Nedra, 1992. 305 s.

4. Dobrynin V.M., Vendel'shtejn B.Yu., Kozhevnikov D.A. Petrofizika. Fizika gornyh porod. M., FGUP Izd. «Neft' i gaz», 2004. 215 s.

5. Tiab Dzhebbar, Erl Ch. Donaldson. Petrofizika: teoriya i praktika izucheniya kollektorskih svojstv gornyh porod i dvizheniya plastovyh flyuidov; perev. s angl. M.: OOO «Premium Inzhiniring», 2009. 302 s.

RESEARCH OF PETROPHYSICAL ROCK AND FLUID PROPERTIES, USED IN PREDICTION OF HYDROCARBON PRESENCE

Guliyev I.I.

Annotation: it is known that for detecting the occurrence and study the configuration of hydrocarbon traps in-situ conditions through geophysical prospecting we require to study petrophysical rock and fluid properties. Petrophysical characteristics are studied in order to determine lithology and fluid content by comparing the values of the physical parameters of velocity, density and resistivity.

In this connection, the author proposed some formulas which determine velocity and density change depending on pressure and temperature of mutual transition of velocity and density. Dependence of the effective porosity on velocity, density and resistivity are determined as well.

Key words: petrophysical studies, velocity, density, resistivity, hydrocarbons forecasting, formula.

© ry^eB H.H., 2019

Гулиев И.И. Изучение петрофизических свойств горных пород, используемых при прогнозировании углеводородных залежей //Вектор ГеоНаук. 2019. Т.2. №3. С. 5-12.

Guliyev I.I., 2019. Research of petrophysical rock and fluid properties, used in prediction of hydrocarbon presence. Vector of Geosciences. 2(3): 5-12.