RU2681801C1

RU2681801C1 - Способ определения линейных ресурсов углеводородных отложений нетрадиционного резервуара юрской высокоуглеродистой формации

Info

Publication number: RU2681801C1
Application number: RU2018115665A
Authority: RU
Inventors: Георгий Александрович Калмыков; Наталья Сергеевна Балушкина; Антон Георгиевич Калмыков; Дмитрий Георгиевич Калмыков; Екатерина Алексеевна Мануилова; Мария Михайловна Фомина; Василий Сергеевич Белохин; Руслан Айратович Хамидуллин; Маргарита Станиславовна Тихонова
Original assignee: Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть")
Priority date: 2018-04-26
Filing date: 2018-04-26
Publication date: 2019-03-12

Abstract

Изобретение относится к способам и методам петрофизических и геохимических исследований коллекции керна нетрадиционного резервуара юрской высокоуглеродистой формации (ЮВУФ) и может быть использовано при определении линейных ресурсов нефти и газа, технически извлекаемых из ЮВУФ, с учетом их различной степени связанности с матрицей породы и заполнения сообщающихся и/или не сообщающихся пор. Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого способа, заключается в обеспечении возможности достоверной оценки линейных ресурсов углеводородов, нефти и газа, в частности, которые можно технически извлечь из ЮВУФ при сокращении времени на проведение оценочных исследований за счет выделения и объединения пород со сходными значениями пористости и пиролитическими параметрами в единый ПГХТ. Поставленная задача решается тем, что способ определения линейных ресурсов (q [т/м]) углеводородов (УВ), потенциально способных к извлечению из пород юрской высокоуглеродистой формации (ЮВУФ), включает следующие последовательно выполняемые этапы: отбор заготовок из колонки керна; разделение каждой отобранной заготовки на пять образцов №1, №2, №3, №4, №5, при этом на каждом полученном образце №1 измеряют пористость породы (Кп.дин) газоволюметрическим методом, на каждом полученном образце №2 проводят пиролитические исследования с определением следующих параметров: S2 [мг углеводородов УВ/г породы], S2 [мг УВ/г породы], на каждом полученном образце №3 последовательно проводят экстракцию органическим растворителем (ОР) и пиролитические исследования проэкстрагированного образца с определением следующих параметров: S3 [мг УВ/г породы], S3 [мг УВ/г породы], ТОС3 [вес. %]; получение модели колонки керна с разделением на интервалы, характеризующие отдельные петрогеохимические типы (ПГХТ) пород, для чего строят диаграммы зависимости параметров Кп.дин, S2, S2, S3, S3, ТОС3 от глубины извлечения заготовок керна, выявление интервалов, характеризующихся значениями Кп.дин и/или пиролитических параметров S2, S2, S3, S3, ТОС3, находящимися в пределах погрешности метода аппроксимации, и объединение их в один ПГХТ с определением суммарной мощности каждогогде- мощность k-го интервала, отнесенного к n-му ПГХТ пород; определение содержания свободно подвижных углеводородов, находящихся в открытых порах (СП УВ ОП), посредством усреднения всех значений Кп.дин по каждому ПГХТ и умножением на значение плотности нефти в пластовых условиях; отбор для каждого ПГХТ породы не менее одного комплекта из образцов №1, №4 или №5 из одной заготовки с последующим определением содержания для каждого комплекта: свободно-неподвижных углеводородов, находящихся в запечатанном виде в открытых порах (СН УВ ОП), сорбированных углеводородов, находящихся в открытых порах (СОРБ УВ ОП), свободно-неподвижных углеводородов, находящихся в закрытых порах (СН УВ ЗП), сорбированных углеводородов, находящихся в закрытых порах (СОРБ УВ ЗП), углеводородов, потенциально извлекаемых из керогена (УВ К); определение содержания углеводородов: СОРБ УВ ОП, СН УВ ОП, СОРБ УВ ЗП, СН УВ ЗП, УВ К, по каждому выделенному ПГХТ породы с последующим определением значений линейных ресурсов (q), приходящихся на скважину, посредством умножения полученных соответствующих содержаний УВ на мощность соответствующего ПГХТ и последующего суммирования полученных значений. 3 з.п. ф-лы, 8 табл., 10 ил.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к способам и методам петрофизических и геохимических исследований коллекции керна нетрадиционного резервуара юрской высокоуглеродистой формации (ЮВУФ), и может быть использовано при определении линейных ресурсов углеводородов (УВ), в частности, нефти и газа, которые можно технически извлечь из ЮВУФ, с учетом их различной степени связанности с матрицей породы и заполнения сообщающихся и/или не сообщающихся пор. При этом под линейными ресурсами (q, [т/м²]) в материалах настоящей заявки подразумевают количество тонн УВ, которые технически можно получить из разреза ЮВУФ с 1 м² территории распространения ЮВУФ.

Уровень техники

Из уровня техники известны различные способы петрофизических исследований коллекций керна, однако не все они могут быть использованы при решении задачи определения возможных ресурсов потенциально извлекаемых углеводородов.

Так, известен способ исследования объемов сорбированных углеводородных соединений (СОРБ УВ) в закрытых порах путем изучения экстрактов сначала из цилиндров керна, а затем из порошков породы, полученных путем дробления цилиндров керна (Костенко О.В. 2014 Блокирующий характер распределения высокомолекулярных соединений битумоида в поровой системе баженовской свиты (Западно-Сибирский бассейн). // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2014. Т. 9. №1. С. 2). На основе экспериментальных исследований образцов керна баженовской свиты (Западная Сибирь) установлены особенности распределения высокомолекулярных соединений битумоида с помощью химико-битуминологических, пиролитических, петрографических методов исследования, а также метода газовой хроматографии.

Однако, на практике указанным способом исследования проводят на отдельных образцах, не обязательно представляющих все породы разреза, что не позволяет распространить полученные результаты на весь разрез. Кроме того, способ не позволяет оценить массу/объем свободной нефти в закрытых порах, а, следовательно, и определить линейные ресурсы УВ, связанные с закрытыми порами.

Известен также способ оценки генерационного потенциала разных литофизических типов пород баженовской свиты и выявления количества микронефти, способной к миграции под действием органических растворителей (Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., и др. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) / Вестник Моск. Ун-та. Сер. 4. Геология. 2015. №5. С. 44-53). На макроуровне колонку керна исследуют под ультрафиолетовой лампой для определения слоев с повышенным содержанием микронефти. Для выделения литофизических типов проводят макро- и микро- описание пород. Для установления характера распределения битумоидов и микронефти проводят изучение аншлифов под люминесцентным микроскопом. Пиролитические исследования проводят для оценки количества УВ, количества и степени преобразованности органического вещества. Хроматография мальтеновой фракции битумоида, хромато-масс-спектрометрия и изучение изотопного состава углерода насыщенной и ароматической фракций битумоида позволяют сравнивать миграционную часть битумоида и нефтей с органическим веществом нефтематеринской породы. Данный способ изучения ОВ в керогенонасыщенных породах позволяет получить количественные значения экстрагированного битумоида, изучить состав и свойства битумоида и керогена баженовской свиты.

Недостатком известного способа является отсутствие возможности измерения массы/объема свободной нефти в закрытых порах, и, как следствие, определения линейных ресурсов УВ, находящихся в закрытых порах. Более того, исследования в соответствии с данным способом проводят на отдельных образцах, не обязательно представляющих все породы разреза, что не позволяет распространить полученные результаты на весь разрез.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ определения линейных объемов свободной нефти, сорбированных углеводородных соединений (СОРБ УВ) и остаточного генерационного потенциала (Калмыков Г.А. 2016 Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности. / Докторская диссертация по специальности 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений (д.г.-м.н.). Способ включает литофизическое расчленение разреза по комплексу геофизических исследований скважин (ГИС); построение распределений коэффициентов динамической пористости (отношение объема порового пространства, заполненного подвижным флюидом к объему породы, Кп.дин), заполненной подвижным флюидом, для каждого литофизического типа с вычислением математического ожидания; построение зависимости показаний гамма-каротажа (ГК) от содержания органического вещества (ОВ), зависимостей содержаний СОРБ УВ от ОВ и карты стадии катагенеза ОВ, с последующим построением куба литофизических типов с присвоением каждому литофизическому типу соответствующего значения математического ожидания Кп.дин; расчет ОВ по данным ГК с последующим вычислением содержания углеводородных соединений (УВС) с учетом стадии катагенеза, остаточного генерационного потенциала.

Однако, известный способ имеет ряд недостатков:

1. Использование усредненного значения Кп.дин вместо обработки массива измеренных значений ведет к искажению получаемых данных, а в отдельных случаях может привести к снижению вероятности попадания в коллектор вообще;

2. Расчет содержаний СОРБ УВ и остаточного генерационного потенциала, основанный на получении этих величин из физических характеристик, измеренных при геофизических исследованиях скважин, вместо использования непосредственно измеренных значений, обеспечивает получение значений СОРБ УВ опосредованно, что сказывается на точности и может привести к систематическому отклонению в оценке линейных ресурсов в целом;

3. Представленный источник информации не учитывает содержание углеводородных соединений (УВС) в закрытых и запечатанных порах. В результате из общего объема потенциально извлекаемой нефти исключается достаточно большая доля, которую технически можно добыть, применяя инновационные технологии.

Раскрытие изобретения

Наиболее очевидным способом определения линейных ресурсов углеводородов является проведение соответствующих измерений на всех заготовках колонки керна. Однако такое решение требует значительных временных затрат. Таким образом, технической проблемой, решаемой посредством заявляемого способа, является необходимость получения достоверных (объективных) данных о линейных ресурсах углеводородов, которые можно извлечь из ЮВУФ, при сокращении времени на проведение оценочных исследований. Заявляемый способ обеспечивает оптимизацию временных и финансовых затрат при исследовании углеводородов и оценке их массовой доли по всему разрезу отложений ЮВУФ, вскрытому скважиной. Заявляемое техническое решение обеспечивает получение данных о линейных ресурсах УВ на основе анализа 10-20 заготовок керна (в зависимости от количества ПГХТ пород) в течение порядка 60 человеко-дней, в то время как для тривиального решения в случае обработки керна с 40 метров отложений ЮВУФ необходимо исследовать 120 заготовок керна, что соответствует 600 человеко-дням.

Более того, определение линейных ресурсов нефти и газа, технически извлекаемых из ЮВУФ, основано на петрофизических исследованиях керна и стандартном комплексе ГИС. При этом следует отметить, что для пород ЮВУФ невозможно напрямую использовать методики, применимые для исследований стандартных коллекторов. Это связано со специфическим составом пород ЮВУФ. Высокое содержание ОВ в породах делает невозможным прямое использование традиционных методик определения коэффициента пористости по стандартному комплексу ГИС. Это связано с аномальными физическими свойствами ОВ: плотность 1-1.3 г/см³; содержание водорода близкое к содержанию в нефти (водородный индекс (HI) 0.8÷1.1); низкие скорости распространения акустических волн; высокая радиоактивность, связанная с сорбцией урана. Дополнительные сложности при интерпретации ГИС возникают из-за значительных изменений минерального состава пород: карбонатные породы могут контактировать с кремнистыми породами. При этом наибольшая трудность при оценке линейных ресурсов УВ связана с низкой динамической пористостью (Кп.дин) пород (основная масса пород обладает Кп.дин равной 1-2%).

Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого способа, заключается в обеспечении возможности достоверной оценки линейных ресурсов углеводородов, нефти и газа, в частности, которые можно технически извлечь из ЮВУФ при сокращении времени на проведение оценочных исследований за счет выделения и объединения пород со сходными значениями пористости и пиролитическими параметрами в единый ПГХТ. При этом обеспечивается возможность определения следующих видов (классов) углеводородов, выделенных по типу связанности с матрицей породы: свободно-подвижных углеводородов, находящиеся в открытых порах (СП УВ ОП), сорбированных углеводородов, находящихся в открытых порах (СОРБ УВ ОП), свободно-неподвижных углеводородов, находящихся в запечатанном виде в открытых порах (СН УВ ОП), сорбированных углеводородов, находящихся в закрытых порах (СОРБ УВ ЗП), свободно-неподвижных углеводородов, находящиеся в закрытых порах (СН УВ ЗП), углеводородов, потенциально извлекаемых из керогена (УВ К) по всему разрезу отложений ЮВУФ, вскрытому скважиной.

Поставленная задача решается тем, что способ определения линейных ресурсов (q [т/м²]) углеводородов (УВ), потенциально способных к извлечению из пород юрской высокоуглеродистой формации (ЮВУФ) включает следующие, последовательно выполняемые этапы:

- отбор заготовок из колонки керна;

- разделение каждой отобранной заготовки на пять образцов №1, №2, №3, №4, №5, при этом

на каждом полученном образце №1 измеряют пористость породы (Кп.дин) газоволюметрическим методом,

на каждом полученном образце №2 проводят пиролитические исследования с определением следующих параметров:

S₁2 [мг углеводородов УВ/г породы], характеризующего количество УВ, выделяемых при нагреве образца в инертном газе до температуры не более 300°С,

S₂2 [мг УВ/г породы], характеризующего количество УВ, выделяемых при нагреве образца в инертном газе в диапазоне температуры от 300°С до 650°С;

на каждом полученном образце №3 последовательно проводят экстракцию органическим растворителем (ОР) и пиролитические исследования проэкстрагированного образца с определением следующих параметров:

S₁3 [мг УВ/г породы], характеризующего количество УВ, выделяемых при нагреве проэкстрагированного образца в инертном газе до температуры не более 300°С,

S₂3 [мг УВ/г породы], характеризующего количество УВ, выделяемых при нагреве проэкстрагированного образца в инертном газе в диапазоне температуры от 300°С до 650°С,

ТОС3 [вес. %], характеризующего общее содержание органического углерода в проэкстрагированном образце после экстракции;

- получение модели колонки керна с разделением на интервалы, характеризующие отдельные петрогеохимические типы (ПГХТ) пород, для чего строят диаграммы зависимости параметров Кп.дин, S₁2, S₂2, S₁3, S₂3, ТОС3 от глубины извлечения заготовок керна, при этом границу интервалов определяют методом аппроксимации данных кусочно-постоянными функциями с автоматическим выбором количества групп, и с определением мощности каждого выделенного интервала h^k [м], где k - порядковый номер интервала по разрезу;

выявление интервалов, характеризующихся значениями Кп.дин и/или пиролитических параметров S₁2, S₂2, S₁3, S₂3, ТОС3, находящимися в пределах погрешности метода аппроксимации, и объединение их в один ПГХТ с определением суммарной мощности каждого ПГХТ

где

- мощность k-го интервала, отнесенного к n-му ПГХТ пород;

- определение содержания свободно подвижных углеводородов, находящихся в открытых порах (СП УВ ОП), посредством усреднения всех значений Кп.дин по каждому ПГХТ и умножением на значение плотности нефти в пластовых условиях;

- отбор для каждого ПГХТ породы не менее одного комплекта из образцов №1, №4 или №5 из одной заготовки, с последующим определением содержания для каждого комплекта:

свободно-неподвижных углеводородов, находящихся в запечатанном виде в открытых порах (СН УВ ОП),

сорбированных углеводородов, находящихся в открытых порах (СОРБ УВ ОП),

свободно-неподвижных углеводородов, находящихся в закрытых порах (СН УВ ЗП),

сорбированных углеводородов, находящихся в закрытых порах (СОРБ УВ ЗП),

углеводородов, потенциально извлекаемых из керогена (УВ К);

- определение содержания углеводородов: СОРБ УВ ОП, СН УВ ОП, СОРБ УВ ЗП, СН УВ ЗП, УВ К по каждому выделенному ПГХТ породы, с последующим определением значений линейных ресурсов (q), приходящихся на скважину, посредством умножения полученных соответствующих содержаний УВ на мощность соответствующего ПГХТ и последующего суммирования полученных значений.

При этом, для определения содержания соответствующих углеводородов выполняют следующие шаги для каждого комплекта образцов №1, №4 или №5 из соответствующей заготовки:

- после экстракции гексаном, массовую долю гексанового экстракта, характеризующую часть СН УВ ОП для каждого ПГХТ, полученного на каждом образце №1, определяют, как отношение массы гексанового экстракта к массе цельного образца №1,

- после экстракции хлороформом, полученный экстракт, представляющий собой хлороформенный битумоид типа А (ХБА), разделяют на мальтены и асфальтены, при этом

массовую долю мальтенов, характеризующую часть СН УВ ОП для каждого ПГХТ выделяемую при экстракции хлороформом на каждом образце №1, определяют, как отношение массы мальтенов к массе цельного образца №1 до начала ступенчатой экстракции,

массовую долю асфальтенов, характеризующую часть СОРБ УВ ОП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции хлороформом каждого образца №1, определяют, как отношение массы асфальтенов к массе цельного образца №1 до начала ступенчатой экстракции,

- после экстракции спиртобензолом полученный экстракт, представляющий собой спиртобензольный битумоид типа А (СББА), разделяют на мальтены и асфальтены, при этом

массовую долю мальтенов, характеризующую часть СН УВ ОП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции спиртобензолом на каждом образце №1, определяют, как отношение массы мальтенов к массе цельного образца №1 до начала ступенчатой экстракции,

массовую долю асфальтенов, характеризующую часть СОРБ УВ ОП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции спиртобензолом каждого образца №1, определяют, как отношение массы асфальтенов к массе цельного образца №1 до начала ступенчатой экстракции,

- содержание СН УВ ОП получают сложением соответствующих частей массовых долей СН УВ ОП для каждого ПГХТ, полученных в результате ступенчатой экстракции каждого цельного образца №1,

- содержание СОРБ УВ ОП получают сложением соответствующих частей массовых долей СОРБ УВ ОП, полученных в результате ступенчатой экстракции каждого цельного образца №1;

- проводят исследование образца №4 или №5 под растровым электронным микроскопом (РЭМ) с определением размеров пор в образце;

- проводят разрушение каждого образца №1 до размера частиц менее размеров закрытых пор, определенных на предыдущем шаге по образцу №4 или №5, после чего разрушенный образец помещают в камеру, обеспечивающую изоляцию разрушенного образца от испарения, на фильтрующий элемент с предварительным и последующим взвешиванием фильтрующего элемента, по разности весовых показателей определяют массовую долю свободных УВ, выделившихся при дроблении образца С СВНП;

- на каждом разрушенном образце №1 осуществляют ступенчатую экстракцию с использованием органических растворителей, при этом на первой ступени используют гексан, на второй ступени - хлороформ, на третьей - спиртобензол, с получением в результате каждой ступени экстракта, по анализу которого определяют СН УВ ЗП, СОРБ УВ ЗП:

- после экстракции гексаном, массовую долю гексанового экстракта, характеризующую часть СН УВ ЗП для каждого ПГХТ, полученных на каждом образце №1, определяют, как отношение массы гексанового экстракта к массе раздробленного образца №1;

массовую долю мальтенов, характеризующую часть СН УВ ЗП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции хлороформом на каждом образце №1, определяют, как отношение массы мальтенов к массе раздробленного образца №1 до начала ступенчатой экстракции;

массовую долю асфальтенов, характеризующую часть СОРБ УВ ЗП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции хлороформом каждого образца №1, определяют, как отношение массы асфальтенов к массе раздробленного образца №1 до начала ступенчатой экстракции;

массовую долю мальтенов, характеризующую часть СН УВ ЗП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции спиртобензолом на каждом образце №1, определяют, как отношение массы мальтенов к массе раздробленного образца №1 до начала ступенчатой экстракции;

массовую долю асфальтенов, характеризующую часть СОРБ УВ ЗП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции спиртобензолом каждого образца №1, определяют, как отношение массы асфальтенов к массе разрушенного образца №1 до начала ступенчатой экстракции;

- содержание СН УВ ЗП получают сложением соответствующих частей массовых долей СН УВ ЗП для каждого ПГХТ, полученных в результате ступенчатой экстракции каждого разрушенного образца №1;

- содержание СОРБ УВ ЗП получают сложением соответствующих частей массовых долей СОРБ УВ ЗП, полученных в результате ступенчатой экстракции каждого разрушенного образца №1;

- каждый проэкстрагированный разрушенный образец №1 подвергают пиролизу с получением количественного содержания углеводородов (S₂1), которое можно извлечь из керогена (УВ К).

При мощности одного ПГХТ породы 1 м и более, для определения q отбирают не менее 3-х заготовок, обеспечивающих получение не менее трех комплектов образцов №1, №4 или №5. Заготовки отбирают по всей длине колонки керна через каждые 30 см.

Краткое описание чертежей

Заявляемое изобретение поясняется следующими чертежами.

На фиг. 1 представлена схематичная модель породы ЮВУФ (Калмыков Г.А., Балушкина Н.С., Белохин B.C., Билибин СИ., Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г. Пустотное пространство пород баженовской свиты и насыщающие его флюиды. // Недропользование-XXI век -2015 - №1 - с. 64-71).

На фиг. 2 представлена микрофотография органического вещества ЮВУФ под люминесцентным микроскопом с темно-бурым микропрослоем керогена, окруженного люминесцирующим сингенетичным битумоидом, а также схематическое соотношение свободной нефти и сорбированных УВС в поровом пространстве пород (размер метки в центре кадра 5×5 мкм).

На фиг. 3 представлена диаграмма распределения параметров S₁ до и после экстракции гексаном по глубине.

На фиг. 4 представлена схема разделения одной заготовки на пять образцов.

На фиг. 5 приведены результаты измерений Кп.дин, пиролитических параметров, интервалы, выделенные по результатам полученных параметров и петрогеохимические типы пород, выделенные на основе схожих значений полученных параметров по скважине N.

На фиг. 6 приведены массовые доли углеводородных соединений для различных петрогеохимических типов породы по скважине N.

На фиг. 7 приведено изображение пор, встречающихся в породах ЮВУФ, под растровым электронным микроскопом: а, б - естественный скол; в, г - аншлиф.

На фиг. 8 приведены результаты измерений массовых долей углеводородов на цельном образце после ступенчатой экстракции по скважине N.

На фиг. 9 показана массовая доля части свободной нефти, выделившейся при разрушении образцов пород ЮВУФ скважины N.

На фиг. 10 приведены результаты измерений массовых долей углеводородов на разрушенном образце после ступенчатой экстракции по скважине N.

Позициями на чертежах обозначены:

1 - свободно подвижные углеводороды, заполняющие открытую пористость (СП УВ ОП) - нефть с растворенным в ней газом,

2 - сорбированные углеводороды на поверхности стенок открытой поры (СОРБ УВ ОП),

3 - свободно-неподвижные углеводороды, находящиеся в открытой поре, запечатанные сорбированными углеводородами - смолисто-асфальтеновыми соединениями (СН УВ ОП),

4 - свободные неподвижные УВ в закрытой поре (СН УВ ЗП),

5 - сорбированные УВ на поверхности стенок закрытой поры (СОРБ УВ ЗП),

6 - свободные неподвижные УВ в закрытой поре в керогене (относятся к СН УВ ЗП),

7 - сорбированные УВ на поверхности стенок закрытой поры в керогене (относятся к СОРБ УВ ЗП),

8 - вода, сорбированная на поверхности глинистых минералов,

9 - вода в капиллярах,

10 -кероген,

11 - карбонатно-кремнистая часть матрицы,

12 - глинистые минералы,

13 - скелет радиолярии,

14 - сорбированные УВ,

15 - свободная нефть,

16 - цилиндр для измерения Кп.дин и проведения последовательных экстракций на цельном и разрушенном образце,

17 - образец для проведения пиролиза до экстракции,

18 - образец для проведения экстракции и пиролиза после экстракции,

19 или 20 - образец для определения размера пор под растровым электронным микроскопом.

Согласно модели порового пространства пород ЮВУФ и насыщающих его флюидов, приведенной на фиг.1, предложенной Калмыковым Г.А. (Калмыков Г.А. 2016 Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности. /Докторская диссертация по специальности 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений (д.г.-м.н.), нефть и газ в породах находятся в открытых порах в подвижном состоянии (СП УВ ОП), в закрытых порах (УВ ЗП) и в запечатанных порах (фиг. 2). Нефть может находиться как в свободном состоянии (в виде раствора/смеси углеводородов и/или гетероатомных соединений), так и в виде молекул, сорбированных на поверхности матрицы породы. Таким образом, основными компонентами УВ-соединений, находящихся в породах ЮВУФ являются:

СП УВ ОП - свободноподвижные углеводороды, находящиеся в открытых порах, СН УВ ОП - свободно-неподвижные углеводороды, находящиеся в открытых порах (в запечатанном виде),

СОРБ УВ ОП - сорбированные углеводороды, находящиеся в открытых порах,

СН УВ ЗП - свободно-неподвижные углеводороды, находящиеся в закрытых порах,

СОРБ УВ ЗП - сорбированные углеводороды, находящиеся в закрытых порах,

УВ К - углеводороды, извлекаемые из керогена.

Для разрыва связей, сорбированных углеводородных и гетероатомных соединений с поверхностью матрицы, требуется использовать различные растворители. Например, при использовании гексана, изменение количества легких сорбированных УВ после экстракции цилиндрических образцов из открытых пор, для большинства образцов составляет 1 мг УВ/г породы (среднее значение, полученное в ходе проведения ряда исследований пород ЮВУФ), что позволяет предположить, что большая часть легких УВ находятся либо в закрытых, либо в запечатанных порах. Диаграммы распределений параметров S₁ до и после экстракции гексаном по глубине представлены на Фиг. 3. После экстракции хлороформом данный параметр падает до 0,2-0,7 мг УВ/г породы (среднее значение, полученное в ходе проведения ряда исследований пород ЮВУФ). Такие изменения свидетельствуют о преимущественном нахождении легких УВ в запечатанных порах.

При этом для отдельной скважины можно провести прогноз дифференциальной продуктивности, связанный с оценкой содержаний трех типов компонентов породы, из которых можно добывать нефть: динамическая пористость как емкость, из которой извлекается подвижная нефть; связанные битумоиды, десорбция которых позволяет получать высвобождаемую нефть; кероген, деструкция которого приводит к получению «синтетической» нефти. Удельная дифференциальная продуктивность при переходе на площадь позволяет рассчитывать объемы трех типов нефти. Распределение по площади объемов каждого из типов нефти позволит разработчикам подбирать целесообразные технологии добычи.

Осуществление изобретения

Для однозначности понимания сущности заявленного изобретения ниже приведены определения отдельных терминов и сокращений, используемых при описании данного технического решения.

Открытые поры - поры, расположенные в породе между отдельными минеральными и неминеральными агрегатами, кристаллами, аморфными минералами, которые могут быть заполнены свободными подвижными УВ, сорбированными УВ на поверхности стенок и свободно-неподвижными УВ, запечатанные сорбированными УВ, сообщающиеся между собой и с поверхностью образца данной породы любого размера.

Закрытые поры - поры, расположенные в породе внутри минерального скелета породы и в керогене, которые могут быть заполнены свободно-неподвижными УВ и сорбированными УВ, не сообщающиеся с открытыми порами.

Запечатанные поры - поры, являющиеся частью открытых или закрытых пор, заполненные неподвижными свободными УВ, запечатанные сорбированными УВ - смолисто-асфальтеновыми соединениями.

ПГХТ - петрогеохимический тип

СП УВ ОП - свободноподвижные углеводороды, находящиеся в открытых порах

СН УВ ОП - свободно-неподвижные углеводороды, находящиеся в открытых порах (они находятся в запечатанном виде)

СОРБ УВ ОП - сорбированные углеводороды, находящиеся в открытых порах

СН УВ ЗП свободно-неподвижные углеводороды, находящиеся в закрытых порах

СОРБ УВ ЗП - сорбированные углеводороды, находящиеся в закрытых порах

С СВНП - массовая доля, свободных УВ, выделившихся при дроблении образца

УВ К - углеводороды, извлекаемые из керогена

q - линейные ресурсы УВ, приходящиеся на скважину, а именно масса УВ находящихся в исследуемом интервале разреза ЮВУФ. В качестве единицы площади выбирается участок вокруг скважины (м², км²). Измеряется в т/м², т/км²

ГБА - битумоид типа А (расположенный в поровом пространстве пород), полученный при экстракции образца гексаном

ХБА - битумоид типа А (расположенный в поровом пространстве пород), полученный при экстракции образца хлороформом

СББА - битумоид типа А (расположенный в поровом пространстве пород), полученный при экстракции образца спирто-бензолом.

ГИС - геофизические исследования скважин

ГК - гамма-каротаж

Кп.дин - коэффициент пористости динамической - отношение объема порового пространства, заполненного подвижным флюидом к объему породы

ТОС - (total organic carbon) общее количество органического углерода

УВС - углеводородные соединения

ОВ - органическое вещество

δ_н.пл. - плотность нефти в пластовых условиях

С мХБАЦ_n - массовая доля мальтенов, выделенных из экстракта, полученного воздействием хлороформа на цельный кусок породы n-го ПГХТ

С мСББАЦ_n - массовая доля мальтенов, выделенных из экстракта, полученного воздействием спиртобензола на цельный кусок породы n-го ПГХТ

С ГБАЦ_n - массовая доля, выделенных из экстракта, полученного воздействием гексана на цельный кусок породы n-го ПГХТ

С асХБАЦ_n - массовая доля асфальтенов, выделенных из экстракта, полученного воздействием хлороформа на цельный кусок породы n-го ПГХТ

С асСББАЦ_n - массовая доля асфальтенов, выделенных из экстракта, полученного воздействием спиртобензола на цельный кусок породы n-го ПГХТ

С ГБАР_n - массовая доля, выделенного экстракта, полученного воздействием гексана на разрушенный образец n-го ПГХТ

С асХБАР_n - массовая доля асфальтенов, выделенных из экстракта, полученного воздействием хлороформа на разрушенный образец n-го ПГХТ

С асСББАР_n - массовая доля асфальтенов, выделенных из экстракта, полученного воздействием спиртобензола на разрушенный образец n-го ПГХТ

М_Фi - масса i-го фильтрующего элемента

М_Фi+Pi - масса i-го фильтрующего элемента с i-ым раздробленным образцов

Мпк_Фi+Pi - масса i-го фильтрующего элемента с i-ым раздробленным образцов после 1 суток в камере.

С мХБАР_n - массовая доля мальтенов, выделенных из экстракта, полученного воздействием хлороформа на разрушенный образец n-го ПГХТ

С мСББАР_n - массовая доля мальтенов, выделенных из экстракта, полученного воздействием спиртобензола на разрушенный образец n-го ПГХТ

S₂ 1n- характеризующим количество УВ, выделяемых при нагревании в инертном газе в диапазоне температуры от 300°С до 650°С после экстракции

Заявляемый способ реализуют в три основных этапа:

1. Проводят отбор заготовок по разрезу скважины так, чтобы на 1 метр колонки керна приходилось не менее 3-х заготовок. Выполняют разделение каждой отобранной заготовки на пять образцов (Фиг. 4). На каждом образце №1 (центральный, Фиг. 4 поз. 16) проводят измерение пористости (Кп.дин). На каждом образце №2 (расположен между периферийным правым образцом и центральным, на Фиг. 4 обозначен позицией 18) проводят измерение пиролитических параметров до экстракции (S₁2, S₂2 мг УВ/г породы) (Espitalie J., Marquis F., Barsony J. Geochemical logging by the oil show analyzer. L. Butterworth., 1984). На каждом образце №3 (расположен между левым периферийным образцом и центральным, на Фиг. 4 обозначен позицией 17) проводят последовательно экстракцию и пиролитические исследования после экстракции с получением следующих параметров: (S₁3, S₂3 мг УВ/г породы, ТОС3 вес. %), (Espitalie J., Marquis F., Barsony J. Geochemical logging by the oil show analyzer. L. Butterworth., 1984).

Далее получают модель колонки керна и разделяют ее на интервалы методом аппроксимации данных кусочно-постоянными функциями с автоматическим выбором количества групп с учетом погрешности определения параметров (Чуличков А.И., Богданов И.В., Устинин Д.М., Сверхразрешение на основе конечномерной аппроксимации сигналов., Журнал "Интеллектуальные системы", т. 9, выпуск 1-4, 2005 г.; Piecewise constant approximation of log data Belokhin V.S., Ivanov N.Y. в сборнике Geoinformatics 2011 - 10th International Conference on Geoinformatics: Theoretical and Applied Aspects, серия Article number P055, 2011 г.). Для каждого интервала определяют его мощность h^k, где k - порядковый номер интервала, и среднее значение измеренных параметров для каждого выделенного интервала. Интервалы со сходными средними значениями (диапазон изменений значений параметров в каждом интервале не превышает ±20% от среднего значения) параметров Кп.дин, S₁2, S₂2, S₁3, S₂3, ТОС3 относят к одному петрогеохимическому типу (ПГХТ) породы. Далее выполняют определение содержания свободно подвижных углеводородов (Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Калмыков Г.А., Валова Л.В., Ганичев Д.И. Алгоритмы определения подсчетных параметров отложений баженовской свиты по Салымской группе месторождений / Геология и геофизика, 2015 №2. С. 9-17) по разрезу скважины (СН УВ ОП) путем умножения значения Кп.дин для каждого ПГХТ на плотность нефти в пластовых условиях.

Для дальнейших исследований в зависимости от мощности ПГХТ отбирают образцы №1 (центральный образец, на Фиг. 4 поз. 16), 4 и 5 (периферийный правый или левый образцы, на Фиг. 4 поз. 19 или 20), соответствующие одной заготовке;

2. Известными из уровня техники способами (Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., и др. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) / Вестник Моск. Ун-та. Сер. 4. Геология. 2015. №5. С. 44-53) проводят ступенчатую экстракцию органическими растворителями (последовательно гексаном, хлороформом и спиртобензолом) на каждом цельном образце №1 со сбором экстракта. Предварительно образец №1 взвешивают.

После гексановой экстракции определяют массовую долю гексанового экстракта, характеризующую часть СН УВ ОП для каждого ПГХТ. После хлороформенной экстракции, полученный битумоид разделяют на мальтены и асфальтены и определяют их массовые доли, характеризующие часть СН УВ ОП и СОРБ УВ ОП, соответственно. После экстракции спиртобензолом, полученный битумоид разделяют на мальтены и асфальтены и определяют их массовые доли, характеризующие часть СН УВ ОП и СОРБ УВ ОП, соответственно (Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых: Учебник/Е.В. Соболева, А.Н. Гусева. - М: Издательство Московского Университета, 2010. - 312 с).

На образце №4 или №5 определяют размер пор под растровым электронным микроскопом (Калмыков Г.А., Балушкина Н.С., Белохин B.C., Билибин С.М., Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г. Пустотное пространство пород баженовской свиты и насыщающие его флюиды / Недропользование XXI. 2015. №1. С. 64-71).

Затем образец №1 дробят до частиц размером менее полученного размера пор, взвешивают, размещают на впитывающей подложке (фильтре) в изолированной камере и оставляют на 1 сутки, после чего взвешиванием определяют часть СОРБ УВ ЗП, выделившихся на фильтре. Затем на каждом раздробленном образце №1 проводят ступенчатую экстракцию, используя гексан, хлороформ и спиртобензол (Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., и др. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) / Вестник Моск. Ун-та. Сер. 4. Геология. 2015. №5. С.44-53).

После гексановой экстракции определяют массовую долю гексанового экстракта, характеризующую часть СН УВ ЗП для каждого образца, отнесенного к определенному ПГХТ. После хлороформенной экстракции, полученный битумоид разделяют на мальтены и асфальтены и определяют их массовые доли (Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых: Учебник/Е.В. Соболева, А.Н. Гусева. - М.: Издательство Московского Университета, 2010. - 312 с), характеризующие часть СН УВ ЗП и СОРБ УВ ЗП, соответственно. После экстракции спиртобензолом, полученный битумоид разделяют на мальтены и асфальтены и определяют их массовые доли (Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых: Учебник/Е.В. Соболева, А.Н. Гусева. - М.: Издательство Московского Университета, 2010. - 312 с), характеризующие часть СН УВ ЗП и СОРБ УВ ЗП, соответственно. Далее рассчитывают содержание СН УВ ЗП, СОРБ УВ ЗП, СН УВ ЗП, СОРБ УВ ЗП. Каждый проэкстрагированный образец №1 подвергают пиролизу с определением параметра S₂1, характеризующий УВ К (Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Калмыков Г.А., Валова Л.В., Ганичев Д.И. Алгоритмы определения подсчетных параметров отложений баженовской свиты по Салымской группе месторождений / Геология и геофизика, 2015 №2. С. 9-17).

3. Определяют линейные ресурсы нефти и газа, технически извлекаемые из ЮВУФ для каждого ПГХТ: СП УВ ОП, СОРБ УВ ОП, СН УВ ОП, СОРБ УВ ЗП, СН УВ ЗП, УВ К по всему разрезу, вскрытому скважиной.

Возможность реализации заявляемого способа и достижения технического результата показана на конкретном примере, который не ограничивает объем притязаний заявляемого способа, а лишь подтверждает возможность его осуществления с достижением заявляемого результата.

В рамках экспериментального подтверждения заявленного изобретения представлены результаты петрофизических исследований и определения линейных ресурсов УВ на колонках керна пород ЮВУФ одной из скважин (номер N), вскрывших отложения ЮВУФ. Общая мощность отложений ЮВУФ, вскрытая скважиной N составляет 31.10 м, диаметр выбуренной колонки керна составил 80 мм.

Первый этап

Из колонки керна для проведения исследований были отобраны 104 заготовки, выбуренные перпендикулярно колонке керна, с частотой 1 заготовка примерно через 30 см по всей длине (31.10 м) колонки керна (таблица 1, фиг.5 столбец 3). Каждая заготовка имеет форму цилиндра диаметром 30 мм и длиной 80 мм (длина 80 мм соответствует диаметру колонки керна). Далее каждую заготовку разделили на пять образцов: №1, №2, №3, №4, №5 (фиг. 4). Образец №1 длиной 30 см (фиг. 4 поз. 16), образец №2 и №3 - 8 мм (фиг. 4 поз. 17 и 18), образец №4 и №5 - 13 мм (фиг. 4 поз. 19 и 20). Стоит отметить, что 8 мм теряют при торцевании заготовки на образцы.

На каждом образце №1 (104 штуки) была измерена пористость (Кп.дин) газоволюметрическим методом (Иванов М.К, Калмыков Г.А., Белохин B.C., Корост Д.В., Хамидуллин Р.А. Петрофизические методы исследования кернового материала. Учебное пособие в 2-х книгах. Кн.2: Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала. - М.: Изд-во Моск. Ун-та, 2008. 113 с), при помощи автоматизированной системы «АР-608» производства Coretest Systems. В качестве рабочего флюида использовался газ - азот. Результаты измерений Кп.дин по разрезу скважины N представлены в Таблица 1 и на Фиг. 5 столбец 4.

На каждом образце №2 (104 штуки) проведены пиролитические исследования и определены следующие параметры: S₁2, мг УВ/г породы, характеризующий количество углеводородов, выделяемых при нагреве образца в инертном газе до температуры не более 300°С; S₂2, мг УВ/г породы, характеризующий количество УВ, выделяемых при нагреве образца в инертном газе в диапазоне температуры от 300°С до 650°С. Распределение параметров S₁2 и S₂2 представлено на фиг. 5 столбец 5, где значения параметра S₁2 изображены полосками, а значения параметра S₂2 - точками.

Все пиролитические исследования были проведены на пиролизаторе Rock-Eval-6. Методика пиролиза на аппаратуре Rock-Eval, разработанной во Французском институте нефти (Espitalie J., Marquis F., Barsony J. Geochemical logging by the oil show analyzer. L. Butterworth., 1984.

На каждом образце №3 (104 штуки) были проведены последовательно экстракция органическим растворителем и пиролитические исследования на полученных экстрагированных образцах. На образцах осуществляли массовую горячую экстракцию в аппарате Сокслета. Образцы помещали в экстрактор с добавлением растворителя - хлороформа. В условиях многократной смены растворителя (без сбора экстракта) горячая экстракция проходила не менее 72 часов (для низкообогащенных ОВ пород). Для пород, чрезвычайно насыщенных битумоидом, время увеличивается до 120-150 часов. Экстракцию заканчивали при достижении в растворе охлажденного аппарата Сокслета значений концентрации раствора не более 0,000625% битумоида в растворе (3 балла по шкале отградуированной по эталонам содержания битумоидов в растворе). Затем образцы вынимали из аппарата Сокслета и высушивали при комнатной температуре. На экстрагированных образцах провели пиролитические исследования с определением параметров: S₁3, мг УВ/г породы, характеризующего количество углеводородов, выделяемых при нагреве образца в инертном газе до температуры не более 300°С после экстракции; S₂3, мг УВ/г породы, характеризующего количество углеводородов, выделяемых при нагреве в инертном газе в диапазоне температуры от 300°С до 650°С после экстракции; ТОС3, % вес., характеризующего общее содержание органического углерода в породе.

Распределение измеренных параметров по разрезу скважины N представлены в Таблица 1 и на фиг. 5 столбец 6 и 7, где значения параметра S₁3 изображены полосками, значения S₂3 - точками (фиг. 5 столбец 6), значения ТОС3 полосками (фиг. 5 столбец 7).

Далее на основе анализа построенных диаграмм следующих параметров: Кп.дин, S₁2, S₂2; S₂3, ТОС3 от глубины (фиг. 5 столбцы 4-7) проведено разделение колонки керна на интервалы. В данной скважине N, так как изменения значений Кп.дин по всему разрезу скважины не превышают 3% (отсутствуют естественные коллекторы) [Мануйлова Е.А., Калмыков А.Г., Калмыков Г.А., Богданович Н.Н., Карпов И.А., Мамяшев Т.В. Комплексная методика изучения образцов керна для выделения естественных коллекторов и определения основных характеристик пород высокоуглеродистых формаций. // Нефтяное хозяйство -2017- №4, с. 44-47], то границу интервала определяли методом аппроксимации данных кусочно-постоянными функциями с автоматическим выбором количества групп с учетом погрешности определения параметров S₁2, S₂2, S₁3, S₂3 и ТОС3 (см. [Чуличков А.И., Богданов И.В., Устинин Д.М., Сверхразрешение на основе конечномерной аппроксимации сигналов., Журнал "Интеллектуальные системы", т. 9, выпуск 1-4, 2005 г.; Piecewise constant approximation of log data Belokhin V.S., Ivanov N.Y. в сборнике Geoinformatics 2011 - 10th International Conference on Geoinformatics: Theoretical and Applied Aspects, серия Article number P055, 2011 г.]).

Таким образом, всего по разрезу скважины выявили 26 интервалов (Таблица 1, фиг. 5 столбец 8). Для каждого выделенного интервала, определена его мощность h^k, где k - порядковый номер интервала, (Таблица 1, фиг. 5 столбец 9) и по полученным значениям из 26 интервалов выделены 3 петрогеохимических типа (ПГХТ) пород (фиг. 5 столбец 10 и 11).

Затем для каждого ПГХТ в Таблица 2 были определены средние значения Кп.дин_n, и пиролитических параметров, характеризующие выделенные ПГХТ пород по разрезу скважины N. Также в Таблица 2 представлены значения суммарной мощности каждого ПГХТ, рассчитанной по следующей формуле:

Мощность

где

- мощность k-го интервала, отнесенного к n-му петрогеохимическому типу породы.

Определяют содержание СП УВ ОП для каждого ПГХТ по формуле:

СП УВ ОПn = kп. дин_n δ_н.пл * 0,001,

где kп. дин_n - коэффициент динамической пористости n-го ПГХТ,

δ_н.пл. - плотность нефти в пластовых условиях.

Результаты представлены в Таблица 7.

В результате исследований, проведенных на первом этапе работ и анализе полученных данных, определили содержание СП УВ ОП, а также для каждого ПГХТ пород провели отбор образцов №1 (центральный образец Фиг. 4 поз. 16) и №4 (правый периферийный образец, Фиг. 4 поз. 19), соответствующих одним заготовкам для проведения дальнейших исследований по определению массовых долей соответствующих типов углеводородов.

Образец №1 отбирают для последовательного проведения ступенчатой экстракции, дробления и последующей экстракции раздробленного образца. Следует обратить внимание, что данные исследования необходимо проводить на одном образце. Для проведения исследований под растровым электронным микроскопом (РЭМ) можно использовать образец №4 и №5. Принципиальных различий в выборе образца №4 или №5 для проведения РЭМ нет. Количество заготовок для каждого ПГХТ определялось из расчета, что необходимо брать не более 4-х заготовок для каждого ПГХТ, так как в случае, если одна из заготовок в процессе работы разрушится, то для дальнейших исследований останется 3 заготовки. Если суммарная мощность ПГХТ небольшая, то брать нужно две заготовки, на случай потери одной из них.

В Таблица 3 приведены результаты по тем заготовкам, которые сохранились в процессе исследований. Таким образом для скважины N всего было отобрано семь заготовок. Для первого ПГХТ взяли две заготовки; для второго ПГХТ - четыре заготовки; для третьего ПГХТ - одна заготовка (см. Таблица 3).

Второй этап

На втором этапе были проведены работы, направленные на определение массовых долей соответствующих углеводородов СН УВ ОП, СОРБ УВ ОП, СН УВ ЗП, СОРБ УВ ЗП, УВ К отдельных ПГХТ.

Каждый отобранный образец №1 (i = 1÷7 штук) взвесили и зафиксировали массу i-го исходного образца (М_цi). Далее была проведена ступенчатая экстракция [Козлова Е.В., Фадеева Н.П., Калмыков Г.А., и др. Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) / Вестник Моск. Ун-та. Сер. 4. Геология. 2015. №5. С.44-53] на цельном образце с использованием в качестве экстрагентов органических растворителей, при этом на первой ступени использовали гексан, на второй ступени - хлороформ, на третьей - спиртобензол.

После гексановой экстракции каждый образец №1 (7 штук) был высушен при комнатной температуре, а полученный экстракт был собран и взвешен. Массовая доля i-ого гексанового экстракта (С ГБАЦi,) определяется как отношение массы гексанового экстракта (М_ГЭЦi) к массе цельного i-го образца №1 (М_Цi), i=l-7.

где М_ГЭЦi - масса i-го гексанового экстракта, выделившегося из цельного i-го образца №1; М_Цi - масса цельного i-го образца №1.

При экстракции хлороформом полученный экстракт делили на мальтены и асфальтены и их взвешивали (напрмер, см [Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых: Учебник/Е.В. Соболева, А.Н. Гусева. - М.: Издательство Московского Университета, 2010. - 312 с.]). Массовую долю мальтенов (С мХБАЦi) определяли путем деления массы мальтенов (М_мХЭЦi) на массу цельного i-го образца №1 (М_Цi) до начала ступенчатой экстракции.

где М_мХЭЦi - масса мальтенов i-го хлороформенного экстракта, выделившегося из цельного i-го образца №1; М_Цi - масса цельного i-го образца №1.

Массовую долю асфальтенов (С асХБАЦi) определяли путем деления массы асфальтенов (М_асХЭЦi) на массу цельного i-го образца №1 (М_Цi) до начала ступенчатой экстракции.

где М_асХЭЦi - масса асфалтенов i-го хлороформенного экстракта, выделившегося из цельного i-го образца №1; М_Цi - масса цельного i-го образца №1.

При экстракции спиртобензолом полученный экстракт делили на мальтены и асфальтены и их взвешивали (Соболева Е.В., Гусева А.Н. Химия горючих ископаемых: Учебник/Е.В. Соболева, А.Н. Гусева. - М.: Издательство Московского Университета, 2010. - 312 с). Массовую долю мальтенов (С мСББАЦi) определяли путем деления массы мальтенов (М_мСБЭЦi) на массу цельного i-го образца №1 (М_Цi) до начала ступенчатой экстракции.

где М_мСБЭЦi - масса мальтенов i-го спиртобензольного экстракта, выделившегося из цельного i-го образца №1; М_Цi - масса цельного i-го образца №1.

Массовую долю асфалтенов (С acCББAЦi) определяли путем деления массы асфальтенов (М_{асСБЭЦi}) на массу цельного i-го образца №1 (М_Цi) до начала ступенчатой экстракции.

где М_{асСБЭЦi} - масса асфальтенов i-гo спиртобензольного экстракта, выделившегося из цельного i-го образца №1; М_Цi - масса цельного i-го образца №1.

Массовые доли выделенных экстрактов (гексановый, мальтены и асфальтены хлороформенного и спиртобензольного экстрактов) на цельных образцах представлены в Таблица 4 и на фиг. 6 и фиг. 8.

Одновременно с выполнением ступенчатой экстракций на образцах №1, на каждом образце №4 проводилось исследование под растровым электронным микроскопом (РЭМ) для определения размеров закрытых пор. Так на фиг. 7 представлены фотографии пор, полученные на заготовках №18.136 и №32.116. Размер пор в среднем составляет 100 мкм.

После проведенных выше исследований, каждый образец №1 (7 штук) был разрушен до размера 200 меш (<0,076 мм).

Разрушенный образец был помещен на предварительно взвешенный i-ый фильтр массой (Мфi) и взвешен (М_Фi+Pi). Каждый i-ый разрушенный образец с фильтром был помещен в камеру, обеспечивающую изоляцию разрушенного образца от испарения на 1 сутки. Затем раздробленный образец пересыпают в предварительно взвешенную упаковку (M_Уi) для проведения ступенчатой экстракции и взвешивают (М_Уi+Pi), а освобожденный фильтр повторно взвешивают (Мпк_Фi). При этом по разнице результатов взвешиваний определили количество составной части СН УВ ЗП (см. Таблица 4 столбец 9 под заголовком С СВНП, фиг. 6 и фиг. 9):

где Мфi - масса i-гo фильтра, М_(Фi+P)i - масса i-го фильтра с i-ым раздробленным образцом №1, Мпк_Фi - масса i-го фильтра после помещения в изолирующую камеру на сутки.

Массу раздробленного i-го образца №1 для проведения ступенчатой экстракции принимают равной:

где M_Уi+Pi - масса i-ой упаковки с i-ым разрушенным образом, Myi - масса i-ой упаковки.

После на каждом разрушенном образце №1 провели ступенчатую экстракцию с использованием тех же органических растворителей. На первой ступени использовали гексан, на второй ступени - хлороформ, на третьей - спиртобензол.

После гексановой экстракции каждый разрушенный образец №1 (7 штук) был высушен при комнатной температуре, а полученный экстракт был собран и взвешен (М_ГЭРi). Массовая доля i-ого гексанового экстракта (С ГБАРi,) определяется как отношение массы гексанового экстракта (М_ГЭРi) к массе i-го разрушенного образца №1 (М_Pi), i=l÷7.

где M_ГЭРi - масса i-го гексанового экстракта, выделившегося из i-го разрушенного образца №1; M_Pi - масса i-го разрушенного образца №1.

При экстракции хлороформом полученный экстракт делили на мальтены и асфальтены и их взвешивали. Массовую долю мальтенов (С мХБАРi) определяли путем деления массы мальтенов (М_мХЭРi) на массу i-го разрушенного образца №1 (M_Pi) до начала ступенчатой экстракции.

где М_мХЭРi - масса мальтенов i-го хлороформенного экстракта, выделившегося из i-го разрушенного образца №1; M_Pi - масса i-го разрушенного образца №1.

Массовую долю асфальтенов (С асХБАРi) определяли путем деления массы асфальтенов (М_асХЭРi) на массу i-го разрушенного образца №1 (М_Pi) до начала ступенчатой экстракции.

где М_асХЭРi - масса асфалтенов i-го хлороформенного экстракта, выделившегося из i-го разрушенного образца №1; M_Pi - масса i-го разрушенного образца №1.

При экстракции спиртобензолом полученный экстракт делили на мальтены и асфальтены и их взвешивали. Массовую долю мальтенов (С мСББАР) определяли путем деления массы мальтенов (М_мСБЭРn) на массу i-го разрушенного образца №1 (М_P) до начала ступенчатой экстракции.

где M_мСБЭРi - масса мальтенов i-го спиртобензольного экстракта, выделившегося из i-го разрушенного образца №1; М_Pi - масса i-го разрушенного образца №1.

Массовую долю асфальтенов (С acCББAPi) определяли путем деления массы асфальтенов (М_{асСБЭРi}) на массу i-го разрушенного образца №1 (M_Pi) до начала ступенчатой экстракции.

где M_{асСБЭРi} - масса асфальтенов i-го спиртобензольного экстракта, выделившегося из i-го разрушенного образца №1; M_Pi - масса i-го разрушенного образца №1.

Массовые доли выделенных экстрактов (гексановый, мальтены и асфальтены хлороформенного и спиртобензольного экстрактов) раздробленных образцов представлены в Таблица 4, на фиг. 6 и фиг. 10.

Далее было определено среднее значение содержания различных УВ соединений для каждого ПГХТ, полученного из соответствующего выделенного экстракта (см. Таблица 5).

Например, для первого ПГХТ (2 заготовки) среднее значение содержания СН УВ ОП было определено в виде среднего арифметического массовых долей мальтенов, выделившихся при хлороформенной экстракции цилиндрических образцов №1, соответствующих заготовкам №18.136 и №26.050.

Среднее значение содержания СОРБ УВ ОП для второго ПХГТ (4 заготовки) было определено в виде среднего арифметического массовых долей экстракта, выделившегося при гексановой экстракции, асфальтенов, выделившихся при хлороформенной и спиртобензольной экстракции цилиндрических образцов №1, соответствующих заготовкам №22.106, №23.097, №24.108, №32.116.

Для третьего ПГХТ таким средним значением являются значения, определенные по 7 заготовке (1 заготовка на 1 ПГХТ).

н.п.о* - ниже предела обнаружения.

Содержание СН УВ ОП для каждого ПГХТ получают сложением частей СН УВ ОП из С мХБАЦ и СН УВ ОП из С мСББАЦ полученных на цельном образце №1:

СН УВ ОП = Часть СН УВ ОП из С мХБАЦ+ Часть СН УВ ОП из С мСББАЦ

Содержание СОРБ УВ ОП получают сложением частей СОРБ УВ ОП из С ГБАЦ, СОРБ УВ ОП из С асХБАЦ и СОРБ УВ ОП из С асСББАЦ, полученных на цельном образце №1:

СОРБ УВ ОП = Часть СОРБ УВ ОП из С ГБАЦ + Часть СОРБ УВ ОП из С асХБАЦ+ Часть СОРБ УВ ОП из С асСББАЦ

Содержание СН УВ ЗП для каждого ПГХТ получают сложением частей СН УВ ЗП из С мХБАР и СН УВ ОП из С мСББАР полученных на цельном образце №1.

СН УВ ЗП = Часть СН УВ ЗП из С мХБАР+ Часть СН УВ ЗП из С мСББАР

Содержание СОРБ УВ ЗП получают сложением частей СОРБ УВ ЗП из С ГБАЦ, СОРБ УВ ЗП из С асХБАР и СОРБ УВ ОП из С асСББАР, полученных на цельном образце №1.

СОРБ УВ ЗП = Часть СОРБ УВ ЗП из С ГБАР + Часть СОРБ УВ ЗП из С асХБАР+ Часть СОРБ УВ ЗП из С асСББАР

Результаты представлены в Таблица 7.

После на каждом проэкстрагированном разрушенном образце №1 был проведен пиролиз. Результаты измерения параметра S₂1 для семи заготовок и среднее значение параметра S₂1 для каждого ПГХТ представлены в Таблице 6.

По значению параметра S₂1 рассчитывают содержание углеводородов, которое можно извлечь из керогена (УВ К):

УВ Кn = S₂1n- *0,001,

где S₂1n- n-ый пиролитический параметр, характеризующий количество УВ, выделяемых при нагревании в инертном газе в диапазоне температуры от 300°С до 650°С после ступенчатой экстракции.

Третий этап

Исходя из полученных данных, на первом и втором этапе работ, были определены линейные ресурсы соответствующих углеводородов: СП УВ ОП, СН УВ ОП, СОРБ УВ ОП, СН УВ ЗП, СОРБ УВ ЗП, УВ К, приходящихся на скважину, посредством умножения полученных средних значений соответствующих содержаний УВ на мощность соответствующего ПГХТ породы и последующего суммирования полученных значений.

Ниже приведены формулы, по которым был проведен расчет. Определенные значения линейных ресурсов нефти и газа (q [т/м²]), технически извлекаемых из ЮВУФ по скважине N представлены в Таблица 8.

где hпгхт_n - мощность n-го петрогеохимического типа породы,

В результате получили информацию о полном объеме порового пространства в породе, заполненном углеводородами, а также количестве УВ, которые можно получить при деструкции керогена. Анализ собранного экстракта дает информацию о количестве и составе битумоидов, находящихся в открытых порах. Стоит отметить, что при исследованиях достаточно большого числа образцов удалось обнаружить после экстракции более сильными растворителями следы легких углеводородов. Такой результат говорит о наличии в порах «битуминозных пробок», закупоривающих свободную нефти в порах.

На этой же скважине N были проведены исследования традиционным способом для определения потенциально извлекаемых углеводородов (Калмыков Г.А. 2016 Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности. / Докторская диссертация по специальности 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений (д.г.-м.н.) с использованием известных методик (см. описание прототипа). При этом в результате получены значения линейных ресурсов, которые, тем не менее, не позволяют оценить объемы УВ, находящихся в запечатанном виде, что приводит к занижению объемов потенциально извлекаемой нефти, что приведет к снижению или отказа от инвестиций в разработку данных отложений.

Таким образом, использование заявляемого способа позволит для отдельной скважины провести прогноз дифференциальной продуктивности, связанный с оценкой содержания трех типов УВ: объем, заполненный подвижной нефтью, определяемы по динамической пористости; связанные УВ, десорбция которых позволяет получать высвобождаемую нефть; генерационный потенциал керогена, деструкция которого приводит к получению «синтетической» нефти.

Claims

1. Способ определения линейных ресурсов (q [т/м²]) углеводородов (УВ), потенциально способных к извлечению из пород юрской высокоуглеродистой формации (ЮВУФ), характеризующийся тем, что он включает следующие последовательно выполняемые этапы:

- отбор заготовок из колонки керна;

- получение модели колонки керна с разделением на интервалы, характеризующие отдельные петрогеохимические типы (ПГХТ) пород, для чего строят диаграммы зависимости параметров Кп.дин, S₁2, S₂2, S₁3, S₂3, ТОС3 от глубины извлечения заготовок, при этом границу интервалов определяют методом аппроксимации данных кусочно-постоянными функциями с автоматическим выбором количества групп и определением мощности каждого выделенного интервала: h^k [м], где k - порядковый номер интервала по разрезу;

- выявление интервалов, характеризующихся значениями Кп.дин и/или пиролитических параметров S₁2, S₂2, S₁3, S₂3, ТОС3, находящимися в пределах погрешности метода аппроксимации, и объединение их в один ПГХТ с определением суммарной мощности каждого ПГХТ

где

- отбор для каждого ПГХТ породы не менее одного комплекта из образцов №1, №4 или №5 из одной заготовки с последующим определением содержания для каждого комплекта:

- определение содержания углеводородов: СОРБ УВ ОП, СН УВ ОП, СОРБ УВ ЗП, СН УВ ЗП, УВ К, по каждому выделенному ПГХТ породы с последующим определением значений линейных ресурсов (q), приходящихся на скважину, посредством умножения полученных значений УВ на мощность соответствующего ПГХТ и последующего суммирования полученных значений.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что для определения содержания соответствующих углеводородов выполняют следующие шаги для каждого комплекта образцов №1, №4 или №5 из соответствующей заготовки:

- каждый образец №1 взвешивают и фиксируют массу исходного образца;

- на каждом образце №1 проводят ступенчатую экстракцию с использованием в качестве экстрагентов органических растворителей, при этом на первой ступени используют гексан, на второй ступени - хлороформ, на третьей - спиртобензол, после каждой ступени образец высушивают, а полученный экстракт собирают, взвешивают и определяют СН УВ ОП, СОРБ УВ ОП:

после экстракции гексаном массовую долю гексанового экстракта, характеризующую часть СН УВ ОП для каждого ПГХТ, полученного на каждом образце №1, определяют как отношение массы гексанового экстракта к массе цельного образца №1,

- после экстракции хлороформом полученный экстракт, представляющий собой хлороформенный битумоид типа А (ХБА), разделяют на мальтены и асфальтены, при этом

массовую долю мальтенов, характеризующую часть СН УВ ОП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции хлороформом на каждом образце №1, определяют как отношение массы мальтенов к массе цельного образца №1 до начала ступенчатой экстракции,

массовую долю асфальтенов, характеризующую часть СОРБ УВ ОП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции хлороформом каждого образца №1, определяют как отношение массы асфальтенов к массе цельного образца №1 до начала ступенчатой экстракции,

массовую долю мальтенов, характеризующую часть СН УВ ОП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции спиртобензолом на каждом образце №1, определяют как отношение массы мальтенов к массе цельного образца №1 до начала ступенчатой экстракции,

массовую долю асфальтенов, характеризующую часть СОРБ УВ ОП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции спиртобензолом каждого образца №1, определяют как отношение массы асфальтенов к массе цельного образца №1 до начала ступенчатой экстракции,

после экстракции гексаном массовую долю гексанового экстракта, характеризующую часть СН УВ ЗП для каждого ПГХТ, полученного на каждом образце №1, определяют как отношение массы гексанового экстракта к массе раздробленного образца №1;

массовую долю мальтенов, характеризующую часть СН УВ ЗП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции хлороформом на каждом образце №1, определяют как отношение массы мальтенов к массе раздробленного образца №1 до начала ступенчатой экстракции;

массовую долю асфальтенов, характеризующую часть СОРБ УВ ЗП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции хлороформом каждого образца №1, определяют как отношение массы асфальтенов к массе раздробленного образца №1 до начала ступенчатой экстракции;

массовую долю мальтенов, характеризующую часть СН УВ ЗП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции спиртобензолом на каждом образце №1, определяют как отношение массы мальтенов к массе раздробленного образца №1 до начала ступенчатой экстракции;

массовую долю асфальтенов, характеризующую часть СОРБ УВ ЗП для каждого ПГХТ, выделяемую при экстракции спиртобензолом каждого образца №1, определяют как отношение массы асфальтенов к массе разрушенного образца №1 до начала ступенчатой экстракции;

3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при мощности одного ПГХТ породы 1 м и более для определения q отбирают не менее трех комплектов образцов №1, №4 или №5.

4. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что отбор заготовок осуществляют через каждые 30 см длины колонки керна.