Способ определения геологических запасов высокомолекулярного сырья, закономерностей изменения свойств высокомолекулярного сырья и свойств вмещающих пород в продуктивных отложениях месторождений нефти, газа, битумов

 

Использование для многоцелевого изучения и определения балансовых запасов нового вида углеводородного сырья, для его промышленной добычи и использования в нефтегазовых отраслях. Сущность: на основании изучения материалов геофизических и геохимических методов исследования скважин, образцов пород и природы породообразующей карбонатной матрицы устанавливают связь весовых концентраций высокомолекулярного сырья (ВМС) с коэффициентами пористости для отдельных объектов. Эта корреляционная связь является основой и инструментом оценки балансовых запасов ранее не учитываемого высокомолекулярного сырья дифференцированно для стратиграфических объектов, отдельных участков залежи и зон нефтегазонасыщения. С помощью корреляционной связи C_ВМС= f(K_п) материалов геофизических исследований скважин (ГИС) и данных исследований свойств образцов пород установлена математическая зависимость количественных характеристик (геологические запасы) залежей месторождения от ее качественных показателей. Технический результат: повышение степени достоверности оценки экономической и технологической эффективности добычи и переработки ВМС. 1 з.п.ф-лы.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к области оценки и прогноза продуктивности углеводородных залежей и месторождений, в том числе на ранней или поздней стадии освоения нефтяных и газовых ресурсов, и может быть использовано для многоцелевого изучения и определения балансовых запасов нового вида углеводородного сырья для его промышленной добычи и использования в нефтегазовых отраслях.

С целью подсчета запасов нефти, газа и определения объемов и категорий промышленных запасов исследования углеводородсодержащих месторождений проводят с помощью геофизических, параметрических исследований скважин (ГИС), петрофизическими, геохимическими и другими способами исследования керна (образцов пород). В настоящее время в мире имеют место ухудшение состояния сырьевой базы как в количественном (сокращение объема запасов), так и в качественном (рост доли трудно извлекаемых запасов) отношениях, низкая эффективность технологий извлечения нефти, газа, конденсата из остаточных и трудно извлекаемых запасов.

Прирост разведанных запасов нефти, газа за счет открытия и ввода в эксплуатацию новых месторождений отстает от объемов добываемых запасов нефти и газа. Переход месторождений-гигантов, определяющих объемы добычи в отрасли, на стадии падающей добычи приводит к постоянно снижающейся доли рентабельных запасов.

Ресурсная основа нефтегазодобывающей отрасли России в настоящее время - это трудно извлекаемые запасы нефти и газа. В газовой отрасли основная добыча газа приходится на крупные месторождения с быстро падающим уровнем добычи.

Выявление дополнительных неучтенных ресурсов на действующих месторождениях углеводородов с обустроенной инфраструктурой и кратное увеличение ресурсного потенциала месторождений является весьма актуальной задачей приращения потенциальной и разрабатываемой сырьевой базы.

Изобретение решает эту задачу путем введения в технологический цикл добычи и переработки углеводородов нового вида сырья газоконденсатных и нефтяных месторождений, ранее не перерабатываемого и не учитываемого. Этот вид углеводородного сырья, а именно высокомолекулярное сырье (ВМС), присущ месторождениям как с карбонатной, так и с терригенной природой отложений, слагающих месторождения углеводородов.

К настоящему времени наиболее изучено высокомолекулярное сырье месторождений, сложенных карбонатными отложениями, для терригенной части залежей углеводородов также выявлены соответствующие закономерности. Исследованиями установлено, что карбонатное породообразующее вещество месторождений углеводородов представляет собой карбонатный органический полимерный материал. Нефтегазоконденсатные месторождения, представленные сложнопостроенными карбонатными коллекторами, являются природными резервуарами, в которых структура кристаллов карбонатных пород, в том числе пород, слагающих продуктивные месторождения, изменяется от четко выраженной поликристаллической до высокомолекулярной коллоидной. Запасы высокомолекулярных соединений, по своей природе являющихся "незрелой нефтью", ранее не учитывали при оценке балансовых запасов углеводородов, так как высокомолекулярное сырье находится не в открытом поровом, а в матричном объеме пород. Высокомолекулярное сырье является непременной принадлежностью и самостоятельным полезным ископаемым нефте- и газоконденсатных залежей. Запасы газа, конденсата нефти генетически связаны с запасами высокомолекулярного сырья месторождений и с определенным этапом эволюционных преобразований породообразующей минерально-органической полимерной матрицы продуктивных отложений. Высокомолекулярное углеводородсодержащее сырье является высокотехнологичным сырьем и увеличивает по крайней мере в 1,5-2,5 раза суммарные геологические запасы по сырью уже разведанных и разрабатываемых месторождений углеводородов, в первую очередь газоконденсатных.

Технической задачей, решаемой изобретением, являются создание способа определения геологических запасов высокомолекулярного углеводородного сырья, ранее не включаемых при подсчете запасов углеводородов на месторождениях, определение отдельных категорий промышленных запасов, дифференцированных по зонам залегания, отличных по свойствам, в том числе по сложности их добычи.

Известен способ определения запасов нефти и газа залежей углеводородов объемным методом. Способ включает сбор данных геологических и промыслово-геофизических исследований скважин и результатов лабораторных анализов кернов, пластовых жидкостей и газов. На основании результатов комплексных исследований определяют геометрические размеры залежи, емкость порового пространства и степень его насыщения нефтью. Перевод объема нефти из пластовых условий в поверхностные обеспечивают введением пересчетного коэффициента. Общие запасы подсчитывают по формуле: Q = F•h•m•β_n•Θ•γ, где F - площадь нефтеносности, м², h - средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, м, m - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород в среднем по залежи, в долях единицы, β_n - коэффициент нефтенасыщенности пород в среднем по залежи, в долях единицы, Θ = 1/в, где в - объемный коэффициент пластовой нефти, γ - относительный удельный вес нефти на поверхности [1].

Однако этот способ не пригоден для определения геологических запасов высокомолекулярного сырья, так как он основан на определении ценных компонентов только в поровом пространстве, заполненном водой, нефтью или газом. А высокомолекулярное сырье принадлежит матричному объему пород продуктивных отложений, который в известном способе вообще не рассматривается и не исследуется.

Техническим результатом изобретения является создание принципиально нового способа определения геологических запасов высокомолекулярного сырья в продуктивных отложениях месторождений углеводородов, позволяющего дополнительно установить закономерности изменения свойств высокомолекулярного сырья и вмещающих пород по продуктивным пластам и месторождению в целом и определить не только суммарные запасы ВМС, а запасы ВМС, дифференцированные по свойствам, таким как компонентный, групповой и химический состав, степень растворимости в углеводородах и различных растворителях, а также дифференцированные по свойствам вмещающих пород, таким как фазовое состояние породообразующей матрицы, в том числе степень кристалличности, компонентный состав, пористость, структура порового пространства пород, характер взаимодействия породообразующей матрицы с углеводородами (полярность-неполярность, фильность-фобность, степень набухания в углеводородах и др.).

Технический результат достигается тем, что в способе определения геологических запасов ВМС, закономерностей изменения свойств ВМС и свойств вмещающих пород в продуктивных отложениях газоконденсатных, нефтяных месторождений и месторождений битумов по материалам геофизических исследований и результатам комплексных исследований образцов пород, согласно изобретению по результатам исследований образцов пород устанавливают экспериментальную корреляционную связь удельной весовой концентрации ВМС в породах с коэффициентом пористости этих пород, затем определяют удельную весовую концентрацию ВМС в породах отдельных пластов или в целом по эффективной толщине отдельных объектов (скважин, стратиграфических объектов, объекта разработки и типов коллекторов в них) по значениям коэффициента пористости пород отдельных пластов коллекторов или по средневзвешенным значениям коэффициента пористости по эффективной толщине разреза для каждой скважины, определенным по материалам ГИС, и установленной экспериментальной корреляционной связи удельной весовой концентрации ВМС и коэффициента пористости пород, после чего рассчитывают весовые линейные геологические запасы ВМС в каждом пласте коллектора по формуле: Q_i = h_i•(1-K_пi)•γ_i•C_BMCi, где Q_i - геологические весовые линейные запасы ВМС в каждом из пластов коллекторов;
h_i - толщина каждого из пластов коллекторов;
(1-К_пi) - доля породообразующей матрицы в единице объема пород каждого из пластов коллекторов;
γ_i - минералогическая плотность пород, слагающих каждый из пластов коллекторов;
С_ВМС - удельная весовая концентрация ВМС в породах каждого из пластов коллекторов;
K_пi - значение коэффициента пористости породы каждого из пластов коллекторов, определенное по данным ГИС;
или рассчитывают весовые линейные запасы в целом по эффективным толщинам для отдельных объектов (скважин, стратиграфических объектов, объектов разработки и типов коллекторов в них) по формуле:
Q_{объекта}=h_эфф•(1-К_{п ср.взв.})•С_ВМС•γ,
где h_эфф - эффективная толщина отдельного объекта (скважины, стратиграфического объекта, объекта разработки и типов коллекторов в них);
К_{п ср.взв.} - значение средневзвешенного коэффициента пористости по эффективной толщине разреза каждой скважины, определенное по материалам ГИС, соответственно:
γ - минералогическая плотность пород объекта,
С_ВМС - удельная весовая концентрация ВМС в породах объекта, определенная по значениям средневзвешенного коэффициента пористости;
и, наконец, весовые линейные запасы ВМС для каждого объекта (скважины, стратиграфического объекта, объекта разработки и типов коллекторов в них) определяют суммированием весовых линейных геологических запасов ВМС для каждого из пластов или отдельных объектов.

После этого на картах весовых линейных запасов ВМС, построенных на основании значений весовых линейных запасов в каждой скважине, для каждого объекта, определяют площадь между изолиниями равных или близких по значению линейных запасов ВМС и затем определяют линейные весовые запасы отдельных объектов или месторождения в целом умножением средних значений удельных весовых концентраций ВМС на эти площади с последующим суммированием значений этих произведений.

Для определения закономерности изменения свойств ВМС и свойств вмещающих пород по площади месторождения и его отдельным объектам по определенным комплексными исследованиями образцов пород свойствам: концентрации, компонентному составу ВМС, групповому и химическому составу ВМС, степени растворимости в углеводородах и различных растворителях, коэффициенту проницаемости, структуре порового пространства пород, фазовому состоянию породообразующей матрицы, характеру взаимодействия породообразующей матрицы с углеводородами, дифференцируют установленную корреляционную связь удельной весовой концентрации ВМС с коэффициентом пористости по закономерности изменения этих свойств в интервалах значений изменения коэффициента пористости, соответствующих устойчивому характеру изменения каждого из свойств, затем по этим интервалам значений пористости дифференцируют карту пористости каждого объекта месторождения или месторождения в целом, построенную по материалам ГИС, с получением карты изменения свойств запасов ВМС и вмещающих пород для отдельных объектов и всего месторождения в целом.

Кроме того, для возможности дифференцированного подсчета запасов ВМС по свойствам ВМС и вмещающих их пород и для разделения на категории запасов, в том числе потенциальных промышленных, карты изменения свойств ВМС и вмещающих пород для отдельных объектов и месторождения в целом накладывают на карты весовых линейных запасов тех же объектов и месторождения в целом с получением карт весовых линейных запасов ВМС, дифференцированных на зоны, различающиеся по свойствам ВМС и вмещающих пород, и запасы считают в границах каждой из зон с характерными свойствами ВМС и вмещающих пород.

Сущность изобретения заключается в следующем. При сборе и изучении материалов геофизических методов исследования скважин, свойств, в том числе геохимических, образцов пород и на базе фундаментальных исследований природы эволюционных преобразований породообразующей карбонатной матрицы месторождений углеводородов авторы установили генетическую связь весовых концентраций высокомолекулярного сырья (ВМС) в породах с коэффициентами пористости пород для отдельных объектов. Эта корреляционная связь является основой и инструментом оценки балансовых запасов ранее не учитываемого высокомолекулярного сырья дифференцированно для стратиграфических объектов, отдельных участков залежи и зон нефтегазонасыщения. С помощью корреляционной связи С_ВМС= f(K_п), материалов геофизических исследовании скважин (ГИС) и данных комплексных исследований свойств образцов пород установлена математическая зависимость количественных характеристик (геологические запасы) залежей месторождения от ее качественных показателей.

Для построения экспериментальной корреляционной связи необходимо при бурении скважин с отбором керна отобрать представительную коллекцию образцов пород для проведения комплекса литолого-геохимических, петрографических и петрофизических исследований. Представительная коллекция образцов пород должна быть визуально описана и представлена следующими типами:
литологическими типами пород, слагающими разрез;
емкостными (коллекторскими) типами пород, слагающими разрез, во всем диапазоне значений пористости и проницаемости;
литологическими и емкостными (коллекторскими) типами во всем диапазоне значений их битуминозности.

Используя результаты анализа материалов геологических, промыслово-геофизических и петрофизических исследований, проводят привязку керна (образцов пород): стратиграфическую, к зонам нефтегазонасыщения, а также и по приуроченности к газоводяному (ГВК), газонефтяному (ГНК), водонефтяному (ВНК) контактам.

Проводят обязательные исследования представительной коллекции образцов с определением следующих параметров:
- коэффициент открытой пористости (К_п, %);
- удельная весовая концентрация высокомолекулярных соединений (С_ВМС, вес.%) или хлороформных битумоидов (ХБА), выделенных способом холодной суточной экстракции хлороформом из порошка породы;
- компонентный состав битумоидов (относительное содержание асфальтеновых, смолистых, осмоленных и маслянистых компонентов в общем составе битумоидов);
- фазовое состояние (размер, морфология (форма) кристаллов, степень кристалличности, степень коллоидизации - преобразованности кристаллов), оцененное в электронном микроскопе высокого разрешения (до 10-15 нанометров) или в другом оптическом или ином приборе высокой степени разрешения (например, атомно-силовой, туннельный микроскопы и др.).

Проводят также исследование образцов пород на следующие свойства:
- структура порового пространства (например, гелиевым, ртутным порозиметром, капилляриметром, способом катодолюминесценции в растровом электронном микроскопе и др.);
- структурно-групповой состав ВМС (битумоидов) способом инфракрасной спектрометрии;
- характер взаимодействия породообразующей матрицы с углеводородами, например, степень набухания в углеводородах, степень фильности-фобности;
- литологическая характеристика (например, известняк, доломит, битум, аргиллит, песчаник и их промежуточные разности).

На основе результатов вышеуказанных исследований для каждого стратиграфического подразделения строят корреляционную петрофизическо-геохимическую связь удельной весовой концентрации высокомолекулярных соединений (С_ВМС, %) для образцов пород (или высокомолекулярного сырья для пород месторождений углеводородов) с коэффициентом пористости С_ВМС= f(K_п). Полученную связь дифференцируют по всем вышеперечисленным признакам, определенным для каждого образца пород, для уточнения характера (вида) связи отдельно для каждого стратиграфического объекта (например, на уровне яруса) и объединения, при возможности, однотипных связей для различных стратиграфических объектов и получения в ряде случаев единой связи для более крупных стратиграфических объектов (например, для периодов).

Дифференцирование связи по признакам позволяет прогнозировать фазовое состояние породообразующей матрицы продуктивных отложений месторождений углеводородов и характер взаимодействия ее высокомолекулярной составляющей с низкомолекулярными углеводородами, например, газового, конденсатного, нефтяного ряда.

На основании установленной экспериментальной корреляционной связи С_ВМС= f(K_п) и средневзвешенных значений пористости эффективных толщин, определенных по материалам геофизических исследований скважин для отдельных стратиграфических объектов (или для групп объектов при идентичности вышеуказанной экспериментальной корреляционной связи), определяют суммарные весовые линейные запасы по скважинам месторождения в тоннах на метр квадратный (т/м²) по формуле:
Q=h•(1-К_п)•γ•С_ВМС•F,
где
Q - запасы ВМС, т;
F - площадь, м²;
h - толщина коллектора, м;
1-К_п - доля объема породообразующей матрицы в объеме пород коллекторов выделенного класса;
γ - плотность карбонатной породообразующей матрицы (2,83 т/м³ - const);
С_ВМС - удельная весовая концентрация ВМС в карбонатной породообразующей матрице.

На основе этих данных строят карту весовых линейных запасов высокомолекулярного сырья для каждого объекта месторождения (или суммы объектов, имеющих идентичные связи _ВМС=f(К_п), и через подсчет и суммирование площадей определяют весовые запасы объектов, а через суммирование запасов по объектам - месторождения в целом.

Подсчетными планами являются карты весовых линейных запасов ВМС для выбранных стратиграфических объектов.

Так как концентрация ВМС С_ВМС в породообразующей матрице генетически связана с коэффициентом пористости пород, то степень достоверности подсчета запасов ВМС по объектам определяется в первую очередь степенью достоверности определения пористости. Средневзвешенные значения К_п более достоверны при их определении по материалам ГИС, чем при определении К_п по данным, взятым по керну. Использование средневзвешенных значений К_п по ГИС необходимо также при изучении характера распространения зон различных концентраций запасов ВМС и изменения компонентного состава ВМС.

Объектом подсчета запасов ВМС считают объект, приуроченный к какому-либо из выделенных стратиграфических подразделений и расположенный в какой-либо из частей месторождения. Под объектом подсчета запасов ВМС следует считать признак объекта, описываемый каким-либо определенным типом коллекторов.

Составление карт пористости, карт весовых линейных запасов, построенных по материалам ГИС для каждого объекта и месторождения в целом, в сочетании с заявленными приемами применения корреляционной связи для установления характера изменения свойств ВМС и вмещающих пород по объектам и месторождению в целом позволяют не только подсчитать геологические запасы ВМС, но и определить категории промышленных запасов ВМС, дифференцированных по зонам залегания, отличных по свойствам.

Применение заявленного способа для подсчета запасов Оренбургского газоконденсатного месторождения дополнительно выявило содержание нового вида промышленного сырья месторождения - высокомолекулярного сырья, суммарные весовые геологические запасы которого в недрах основной залежи месторождения в 2,5 раза превышают суммарные весовые геологические запасы газа, конденсата и нефти. Природное высокомолекулярное сырье газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений уникально с точки зрения содержания в нем редких, цветных и редкоземельных металлов. Кроме того, высокомолекулярное сырье содержит органические кислоты и такие структуры, как адамантанные, фуллереновые, поликонденсированные твердые углеводороды, представляющие интерес как источник новых материалов для технологий нового поколения.

Предлагаемое изобретение комплексно решает задачу расширения сырьевой базы, т.к. не только выявляет наличие и определяет запасы, но, что не менее важно, дает качественную характеристику залежей, дифференцированную по свойствам высокомолекулярного сырья, представляющую данные для прогнозирования технологических схем их добычи и переработки. Изобретение позволяет с достаточной степенью достоверности оценить экономическую и технологическую эффективность добычи и переработки высокомолекулярного сырья как на отрабатываемых месторождениях с падающей добычей, так и на выработанных месторождениях, обеспечивая рентабельность и решение социальных задач благодаря возможности использования существующей на месторождениях инфраструктуры.

Источники информации
1. В.С. Мелик-Пашаев, М.Н. Кочетов, А.В. Кузнецов и др. Методика определения параметров залежей нефти и газа для подсчета запасов объемным методом. - М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1963, с.47-50.

Формула изобретения

1. Способ определения геологических запасов высокомолекулярного сырья, закономерностей изменения свойств высокомолекулярного сырья ВМС и свойств вмещающих пород в продуктивных отложениях месторождений газа, нефти, битумов по материалам геофизических исследований и результатам комплексных исследований свойств образцов пород, отличающийся тем, что по результатам исследований образцов пород устанавливают корреляционную связь удельной весовой концентрации ВМС в породах с коэффициентом пористости этих пород, определяют удельную весовую концентрацию ВМС в породах отдельных пластов или в целом по эффективной толщине отдельных объектов, по значениям коэффициента пористости пород отдельных пластов коллекторов или по средневзвешенным значениям коэффициента пористости по эффективной толщине разреза для каждой скважины, определенным по материалам ГИС, и установленной корреляционной связи удельной весовой концентрации ВМС и коэффициента пористости породы в образце, рассчитывают весовые линейные геологические запасы ВМС в каждом пласте коллектора по формуле
Q_i = h_i•(1-K_пi)•γ_i•C_BMCi,
где Q_i - геологические весовые линейные запасы ВМС в каждом из пластов коллекторов;
h_i - толщина каждого из пластов коллекторов;
(1-К_пi) - доля породообразующей матрицы в единице объема пород каждого из пластов коллекторов;
γ_i - минералогическая плотность пород, слагающих каждый из пластов коллекторов;
С_ВМСi - удельная весовая концентрация ВМС в породах каждого из пластов коллекторов;
К_пi - значение коэффициента пористости породы каждого из пластов коллекторов, определенное по данным ГИС,
или рассчитывают весовые линейные запасы в целом по эффективным толщинам для отдельных объектов (скважин, стратиграфических объектов, объектов разработки и типов коллекторов в них) по формуле
Q_{объекта}= h_эфф•(1-К_{п ср.взв.})•γ•С_ВМС,
где h_эфф - эффективная толщина отдельного объекта (скважины, стратиграфического объекта, объекта разработки и типа коллектора в них);
К_{п ср.взв.} - значение средневзвешенного коэффициента пористости по эффективной толщине разреза каждой скважины, определенное по материалам ГИС;
γ - минералогическая плотность пород объекта;
С_ВМС - удельная весовая концентрация в породах объекта, определенная по значениям средневзвешенного коэффициента пористости;
весовые линейные запасы ВМС для каждого объекта (скважины, стратиграфического объекта, объекта разработки и типов коллекторов в них) определяют суммированием весовых линейных геологических запасов ВМС для каждого из пластов или отдельных объектов; на картах весовых линейных запасов ВМС, построенных на основании значений весовых линейных запасов в каждой скважине, для каждого объекта, определяют площадь между изолиниями равных или близких по значению линейных запасов ВМС и определяют линейные весовые запасы отдельных объектов или месторождения в целом умножением средних значений удельных весовых концентраций ВМС на эти площади с последующим суммированием значений этих произведений; для определения закономерности изменения свойств ВМС и свойств вмещающих пород по площади месторождения и его отдельным объектам по определенным комплексными исследованиями образцов пород свойствам: концентрации, компонентному составу ВМС, групповому и химическому составу ВМС, степени растворимости в углеводородах и различных растворителях, коэффициенту проницаемости, структуре порового пространства пород, фазовому состоянию породообразующей матрицы, характеру взаимодействия породообразующей матрицы с углеводородами, дифференцируют установленную корреляционную связь удельной весовой концентрации ВМС с коэффициентом пористости по закономерности изменения этих свойств в интервалах значений изменения коэффициента пористости, соответствующих устойчивому характеру изменения каждого из свойств, с учетом полученных интервальных значений пористости анализируют карту пористости, построенную по материалам ГИС, с получением карты изменения свойств запасов ВМС и вмещающих пород для отдельных объектов и всего месторождения в целом.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для возможности дифференцированного подсчета запасов ВМС по свойствам ВМС и вмещающих пород и разделения на категории промышленных запасов карты изменения свойств ВМС и вмещающих пород для отдельных объектов и месторождения в целом накладывают на карты линейных запасов тех же объектов и месторождения в целом с получением карт весовых линейных запасов ВМС, дифференцированных на зоны, различающиеся по свойствам ВМС и вмещающих пород, и запасы считают в границах каждой из зон с характерными свойствами ВМС и вмещающих пород.