CC BY
43
УДК: 550.822.3 ю.В. Костров1, Э.А. Абля2
'ООО «КогалымНИПИнефтъ», Когалым 2Московский государственный университет, Москва couteug@nipi.ws.lukoil.com, eaablia@geol.msu.ru
К ВОПРОСУ О СОХРАННОСТИ ГЕОХИМИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ В ПЕРВИЧНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ НОСИТЕЛЯХ
Приводятся некоторые результаты анализа сохранности геохимической информации и изменения углеводородов в ходе длительного хранения керна. Показана возможность использования углеводородов из керна длительных сроков хранения для геохимической характеристики разреза.
Ключевые слова: керн, шлам, геохимические исследования, углеводороды, газовая хроматография, хранение.
В связи с резким удорожанием комплекса геологоразведочных работ, в особенности бурения, а также благодаря применению новых методов исследований, особое значение приобретает вопрос изучения т.н. «исторических» керна и шлама из ранее пробуренных поисково-разведочных скважин. При этом возникают проблемы, которым до настоящего времени не уделялось достаточного внимания и от решения которых зависит корректность исследования «исторических» керна и шлама совместно с таковыми для новых скважин. К основным вопросам отнесём следующие - как изменяются состав и физико-химические свойства пород и заключенных в них флюидов в процессе подъема образцов керна на дневную поверхность и хранения в условиях кернохранилища и какой комплекс исследований позволит учитывать эти изменения. Данная проблема приобретает особое значение при геохимических исследованиях, так как углеводороды (УВ) являются наиболее изменчивыми носителями геолого-геохимической информации.
Так, в ходе подъема керна на дневную поверхность
Окончание статьи Е.Ф. Кутырева «К вопросу...»
Литература
Алексеев В.В., Готтих Р.П., Воробьева В.А. Закономерности в распределении радиоактивных элементов и естественного гамма-поля нефтегазовыгх областей. М.: Недра. 1968.
Дудаев С.М. Повышение информативности промыслово-гео-физических методов контроля за разработкой многопластовых месторождений (на примере месторождения Узень). Автореф. дисс. к.г.-м.н. М.: ВНИИ. 1991. 22.
Зимовец А.М. Изучение распределения радиоактивных изотопов в неоднородной по проницаемости призабойной зоне пласта. Каротажник. 2007. № 9(162).185-188.
Кутырев Е.Ф., Типикин С.И, Павлов М.В., Иванов С.В.. К вопросу оценки коэффициента охвата заводнением трудноизвлекаемых запасов нефти (на примере Муравленковского месторождения Западной Сибири). Нефтепромыысловое дело. 1996. № 2. 7-11.
Кутырев Е.Ф. Опреснение пластовых вод и фазовые равновесия во флюидной системе. Нефтяное хозяйство. 2007. № 6. 28-31.
Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Кутырев А.Е. О концепции разработки заводненных залежей нефти на поздних стадиях. Нефтя-
существенно изменяются термобарическая обстановка и фазовое состояние его порового флюида. В керне, например, нефтегазоконденсатного месторождения изначально содержатся подвижные фазы конденсатного газа, нефти, воды и неподвижные в виде равновесных (остаточных) воды и нефти (битума). Вследствие разгрузки керна из газа выпадает конденсат, в силу чего прирастает остаточная нефтенасыщенность, а из поровой нефти высвобождается углеводородный газ (УВГ). При этом выделяющийся из нефти в свободную фазу УВГ провоцирует осаждение высокомолекулярных соединений и ее усадку, что также обуславливает изменения баланса подвижной и не-
ное хозяйство. 2005. № 9. 184-188 (Ч. 1); №10. 44-48 (Ч. 2).
Кутырев Е.Ф. О фазовых равновесиях в системе порода-связанная вода-нефть в процессе безводной эксплуатации. Нефтяное хозяйство. 2008. № 1. 71-75.
Фахретдинов Р.Н., Давиденко Н.В. и др. Остаточные нефти и способ их извлечения. Нефтяное хозяйство. 1992. № 4. 25-27.
Добрынин В.М, Вендельштейн Б.Ю. и др. Промыгсловая геофизика. М.: Недра. 1989.
Хуснуллин М.Х. Геофизические методыл контроля разработки нефтяныых пластов. М.: Недра. 1989.
E.F. Koutyrev. Towards interpreting radioactive geochem-ical anomalies in producing wells of Western Siberia.
A conceptually new approach to the problems of interpretation of radiogeochemical anomalies is considered. The anomalies are caused by origin of immobile (equilibrium, residual) oil phases (condensate) in oil-bearing formations during both geological evolution and oil field development.
Key words: Radiogeochemical effect, producing well, radioactive elements, gamma-method, deasphaltizing.
№ гг/г № скв Месторождение (участок") Дата бурения Кол-во проб Задачи работ
1 2020 Пякяхинское 2006 13 Выявление перспективных горизонтов ниже забоя скважин
2 2099 Хальмер-паютинское 2006 12 Изучение фильтрационно-емкостных свойств пород и характера газонефтенасыщения
3 161 Дружное 1989 5 Характер и масштаб нефтенасыщения пласта БС,^
4 612 Северо-Губкинское 2007 7 Определение характера флюидонасыщения и состава УВ пласта БПщ
5 1П Западно-Вадинское 2007 100 Определение характера флюидонасыщения, состава УВ пласта НХ1 и выявление перспективных горизонтов
6 1252у Кустовое 2007 7 Уточнение характера нефтенасыщенности пласта ЮС10.П
7 802 Северо-Губкинское 1987 30 Выявление перспективных горизонтов
Табл. 1.
^научно-технический журнал
Георесурсы ШЛЯ
Кустовое 1252у (2007 год)
3 4 5 Номер пробы п/п
Рис. 1. Удельные содержания УВ в керне скв. 1252у Кустового месторождения.
Северо-Губкинское 802 (1987 год)
0,01
ш
S
1 0,008 а
о.ооб
о г о °
S 0,004
л
5
Я 0,002
♦ л ♦ УВ ■ УВГ ТУВ
\ ь;/\ * t
г ' /л\ Л
/ .и .
■■■-■•■ ..............
9 11 13 15 17 Номер пробы п/п
19 21 23 25
Рис. 2. Удельные содержания УВ в керне скв. 802 Северо-Губ-кинского месторождения.
подвижной нефти в порах керна. При расчете конденсат-ной составляющей остаточной нефтенасыщенности исходят из потенциального содержания конденсата в поровом пространстве при пластовыгх условиях и коэффициента извлечения газа, формализуя подъем керна с процессом истощения залежи (Былинкин и др., 1988). При этом учитывается (Бриндзинский и др., 1983) снижение температуры, приводящее к занижению объема выпавшего конденсата.
В зависимости от скорости бурения, водоотдачи бурового раствора, величины забойного давления и проницаемости пласта керн может быть промыт фильтратом до некоторого предельного значения нефтенасыщенности, близкого к остаточной. При подъеме керна происходят потери нефти и воды за счет снижения давления в нем ниже давления насыщения. Снижение нефтенасыщенно-сти при подъеме керна за счет потерь нефти может составлять от 15 до 100 % (Кошляк, Миролюбов, 1981). По результатам экспериментов по испарению флюидов из открытых кернов, основные трудности оперативной и качественной консервации их связаны с тем, что наиболее интенсивное удаление жидкой фазы имеет место буквально в первые минуты (Покровская и др., 1974). Именно на
•а я № скв Месторождение (участок) Дата бурения № пробы УВ УВГ ТУВ
1 2020 Пякяхинское 2006 1 0,0006001 0,0005778 0,000022
2 2 0,0007095 0,0005023 0,0002072
з 2099 Хальмерпаю- 2006 8 0,033236 0,012225 0,01132
4 тинское 9 0,000431 0,000131 0,000208
5 161 Дружное 1989 49 0,0007364 0,000602 0,0001344
6 54 0,000181 0,0001373 0,000044
7 612 Северо- 2007 1639 0,056507 0,0001868 0,0563202
8 Губкинское 1646 0,1126592 0,0019808 0,1106785
9 1П Западно- 2007 22 0,062223 0,001673 0,0605499
10 Вадинское 1 0,0012762 0,0009208 0,0003555
11 1252у Кустовое 2007 47а 0,1122172 0,0011453 0,1110719
12 50а 0,0064441 0,00273 0,0037142
13 802 Северо- 1987 1 0,0005843 0,0001924 0,0003919
14 Губкинское 2 0,0039751 0,0009345 0,0030406
этом основан вывод о занижении остаточной нефтенасы-щенности для значительной части образцов. В ряде работ (Юдинцев и др., 1985 и др.) предлагается пересчитывать содержание нефти в образцах керна с учетом поправки на объем испарившихся при хранении и сушке легких фракций. Таким образом, остается нерешенной проблема определения количества нефти, потерянной в ходе отбора керна и его подъема на дневную поверхность.
В настоящей работе приводятся некоторые результаты анализа сохранности геохимической информации, извлекаемой в ходе длительного хранения керна. Так, в кернох-ранилище ООО «КогалышНИПИнефть» находится около 80 тысяч метров керна, значительная часть которого хранится уже более 10 лет. В последние годы возникла необходимость изучения вопросов, связанных с наличием, составом и свойствами углеводородов этого керна, что напрямую связано с сохранностью геохимической информации в условиях длительной консервации последнего. В ходе геохимических исследований решались различные локальные задачи по керну и шламу как новыгх, так и старых скважин, пробуренный в конце 80-х годов прошлого века (Табл. 1).
В 2007 году проведены геохимические исследования керна и шлама из семи скважин, по результатам которых удалось провести сравнительный анализ состояния флюидов в образцах, различных по времени отбора и длительности хранения (Табл. 1). Анализ состава УВ (в том числе сорбированных) проводился методом газовой хроматографии на хроматографе Agilent 7890N с установленной капиллярной колонкой длиной 50 м и ПИД-детектором. Предварительное извлечение УВ из пробы осуществлялось с использованием модифицированной термовакуумной дегазации при температуре 200 °С парофазным пробоотборником Agilent 7694E. Применение парофазно-го пробоотборника позволило не только повысить качество анализов (в результате исключения человеческого фактора), но также, благодаря высокой чувствительности, расширить диапазон определения алканов до С20, а при достаточно высоких концентрациях УВ - и до С30.
Скважины, выбранные в качестве объектов исследования, расположены в разный нефтегазовых областях Западно-Сибирской провинции, месторождения которых отличаются по фазовому состоянию УВ и их первичному составу, однако некоторые общие особенности позволяют сопоставить характер нефтегазонасыщения старого и нового керна. Так, установлено, что концентрация УВ неф-тенасыщенного керна старых скважин снизилась, по сравнению с концентрацией УВ в керне новых скважин, в 1020 раз, причем содержание УВГ С1-С4 уменьшилось в 5-8 раз, а «тяжёлый» УВ (ТУВ) выше С5 - в 15 - 40 раз (Табл. 2).
Характерной особенностью распределения углеводородов является резкое увеличение отношения ТУВ/УВГ с повышением общего содержания УВ в породе. Для нового керна этот параметр изменяется от 0,8 в ненасыщенных УВ интервалах (т.е. в непродуктивных интервалах чаще
Табл. 2.
Рис. 3. Зависимость соотношения ТУВ/УВГ от нефтенасыгщенности в старом и новом керне.
0,02
0,04 0,06 Сумма УВ
i— научно-технический журнал
ШЬ Георесурсы 5 (28) 2008
Рис. 4. Хрома-тограмма образца из неф-тенасыгщенно-го интервала (проба № 47 скв. 1П Запад-но-Вадинского месторождения).
Рис. 5. Хрома-тограмма образца из непродуктивного интервала (проба № 63 скв. 1П За-падно-Вадинс-кого месторождения).
Рис. 6. Хрома-тограмма образца из неф-тенасыгщенно-го интервала (проба № 42 скв. 802 Северо-Губкинского месторождения).
преобладают УВГ) до 280 в образцах нефтенасыщенного керна (как это показано для месторождения Кустовое на Рис. 1). Для старого керна этот коэффициент изменяется в нефтенасыщенных интервалах от 2 до 7 (как это показано для Северо-Губкинского месторождения на Рис. 2). К сожалению, по старому керну пока нет определений для непродуктивных интервалов, поэтому отмеченная особенность не проявляется контрастно, как в свежем керне (Рис. 3).
Вне зависимости от длительности консервации образцов характер относительного распределения индивидуальных УВ (отражаемый соотношением компонентов на хро-матограммах), определяющий вид насыщения (лёгкая или тяжёлая нефть, фоновые или миграционные УВ и т.п.) не претерпевает изменений (Рис. 4, 5, 6). Также неизменными остаются относительные концентрации УВ в насыщенных и непродуктивных интервалах разреза.
Данные настоящих исследований свидетельствуют о том, что в результате комплексного воздействия факторов длительного хранения керна количественное изменение массового объёма и качественное преобразование формы нахождения УВ происходят синхронно и пропорционально, что позволяет, с учётом «возраста» керна и условий его консервации, использовать эту информацию в течение длительного периода времени. При этом необходимо учитывать, что всякий раз имеем углеводородную геохимическую характеристику разреза на момент вскрытия пласта бурением и соответствующего отбора образцов, а не на момент исследования. Это особенно важно для разрабатываемых месторождений, когда геологические условия могут значительно изменяться в ходе длительного освоения запасов.
Для уточнения и развития данного подхода необходимо более глубокое исследование вопроса, включая мониторинговое изучение изменений концентрации и состава УВ, происходящих в процессе хранения керна и образцов приповерхностных отложений. Подобные исследования позволят более полно использовать не только качественную, но и количественную информацию по составу и свойствам УВ, сохраняющуюся в старом керне. Обращение к старому керну для разрабатываемых месторождений позволит проследить изменение характера УВ в нефтенасы-щенных и непродуктивных частях разреза.
Выводы
• УВ в керне сохраняются длительное время (более 10 лет) в количестве, в большинстве случаев достаточном для проведения геохимических исследований;
• абсолютное содержание УВ в процессе длительного хранения керна значительно снижается;
• градиент изменения содержания ТУВ значительно выше градиента изменения содержания УВГ;
• мониторинговое изучение изменений концентрации и состава УВ, происходящих в процессе хранения керна, позволит полноценно использовать геохимическую информацию старых скважин наряду с новыми;
• проблемным следует считать вопрос «потери» геохимической информации в процессе отбора керна и его подъема на дневную поверхность.
Литература
Бриндзинский A.M., Петерсилье В.И. и др. Геол., геоф. и разработка нефт. местор. № 9. 1983.
Былинкин Г.П., Тимофеев Г.И., Кулинич М.П. Коэффициент кон-денсатоизвлечения при подъеме керна на поверхность для Астраханского и Карачаганакского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ. ЭИ: сер. Геол., геоф. и разработка нефт. местор. Вып. 11. 1988. 17-21.
Кошляк В.А., Миролюбов B.C. Изучение текущей и остаточной нефтенасыщенности заводненных пластов геофизическими методами. Обз. инф: сер. Нефтегаз. геол. и геоф. М.: ВНИИОЭНГ. Вып. 13. 1981. 34.
Покровская Г.Н., Касов A.C., Корчемкин В.Н. Особенности коллекторных свойств продуктивных пластов месторождений Западной Сибири. Геол. и разработка нефт. местор. Западной Сибири. Тюмень: Гипротюменнефтегаз. Вып. 40. 1974. 202-208.
Юдинцев Е.А., Кудрявцев Г.В., Буторин О.И., Аминов М.Ф. Определение коэффициента вытеснения для девонских отложений Ромаш-кинского месторождения. Нефтяное хозяйство. № 6. 1985. 30-32.
Yu.V. Kostrov, E.A. Ablia. Towards preserving geochemical information stored in core samples.
Analysis of geochemical information derived from core samples during their long term storage is conducted. Changes in composition and content of hydrocarbons are considered. The possibility of using hydrocarbons from the core samples for geochemical characterization of the rocks is shown.
Key words: core, drill cuttings, geochemical study, hydrocarbons, gas chromatography, long term storage.
Юрий Викторович Костров научный сотрудник ООО «КогалымНИПИнефть» 628481, Тюменская обл., ХМАО, Когалым, ул. Дружбы Народов, д. 15.
Тел.: 8-(34667)-4-88-35.
30 min
РАН FID1 A, Front Signal
ЗО: 25: 20: 1510
(2008_02_27\PROBA000600.D)
IjJAiM^
UU
10 15 20 25 30 min
^научно-технический журнал
Георесурсы щщ
