СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ И ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ НЕФТЯНЫХ СЛАНЦЕВ МЕТОДОМ ТЕРМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА
OIL SHALES OPEN POROSITY AND CURRENT OIL SATURATION DETERMINATION METHOD BY THE THERMAL ANALYSIS METHOD

Изобретение относится к области нефтяной промышленности и является петрофизической основой для подсчета запасов углеводородов. Оно может быть использовано как в отношении нефтяных, так и газовых сланцев, плотных карбонатных и других пород, имеющих низкие значения пористости и проницаемости, а также многокомпонентный состав насыщающих поровое пространство флюидов (нетрадиционные коллектора).
Известны стандартизированные способы определения открытой пористости по газу (газоволюметрический метод) и жидкости (метод жидкостенасыщения или Преображенского) (ОСТ 39-181-85, ГОСТ 26450.0-85 - ГОСТ 26450.2-85), а также «Способ определения смачиваемости пород-коллекторов» (SU 1777048 А1 23.11.1992), включающий определение открытой пористости путем насыщения образцов пластовой водой.
Основным недостатком указанных методов является их разработка применительно к традиционным породам коллекторам. Наибольшую погрешность вносит пробоподготовка. Экстракция (холодная, горячая) приводит к неселективному вымыванию органического вещества, физическому разрушению образца и невозможности установить окончание очистки. Термическая сушка образца приводит к генерации новых порций углеводородов. Невозможно использовать воду для насыщения гидрофобного образца, использование керосина приводит к растворению органического вещества и недонасыщению за счет крупного размера молекулы.
«Способ смачиваемости пород-коллекторов» (SU 1777048 А1 23.11.1992), предусматривающий определение открытой пористости и остаточной водо- и нефтенасыщенности путем насыщения образцов пластовой водой, основывается на стандартной методике оценки открытой пористости методом жидкостенасыщения и ему присущи вышеописанные недостатки (экстракция, сушка, насыщение) этого метода в отношении нетрадиционных пород-коллекторов. Экстракция органическими растворителями меняет смачиваемость пород традиционных коллекторов на нейтральную, что позволяет насыщать породу любым флюидом. Однако в отношении пород нетрадиционных коллекторов экстракция не меняет смачиваемость, что не позволяет насыщать образцы водой после стандартной пробоподготовки.
Известны стандартизированные способы определения текущей нефтенасыщенности прямыми методами (ретортный, экстракционно-дистилляционный) (ОСТ 39-204-86), а также «Устройство для определения насыщенности образцов горных пород» (SU 1390553 А1 от 23.04.1988), описывающее работу устройства для последующей оценки насыщенности горных пород путем их нагрева и испарения воды и других жидкостей.
Главным недостатком этих методов также является их разработка применительно к традиционным породам-коллекторам.
Недостатками экстракционно-дистилляционного метода являются невозможность определить момент исчерпывающей очистки пустотного пространства от флюидов и растворение маломобильного и неподвижного в пластовых условиях органического вещества (асфальты, битум и другие геополимеры).
Ретортный метод оценки нефтенасыщенности посредством нагревания образца также не позволяет определить момент исчерпывающего удаления углеводородов из образца за счет низкой и ультранизкой проницаемости породы, а также постоянной генерации органическим веществом новых порций углеводородов за счет длительного нахождения породы при высокой температуре.
«Устройство для определения насыщенности образцов горных пород» (SU 1390553 А1 от 23.04.1988) предусматривает лишь техническое усовершенствование реторты, увеличивающее ее производительность, но не качество получаемых данных. Устройство не позволяет: создать инертную атмосферу вокруг образца (лишь герметизирует), что приводит к окислению органического вещества за счет кислорода воздуха и запуску цепной реакции; оценить динамику выделения флюидов; оценить динамику изменения веса образца; точность определения объема выделенного флюида; определить природу выделенной воды; состав углеводородных флюидов; исключить взаимные реакции между флюидами; оценить тепловое расширение образца.
Таким образом, описанные методы определения открытой пористости и нефтенасыщенности обладают существенными недостатками применительно к породам нетрадиционных коллекторов, искажающими истинные значения определяемых величин.
ОСТ 39-204-86 от 1986 г. выбран в качестве прототипа предложенного решения.
Технический результат предполагаемого изобретения заключается в снижении погрешности измерений открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев и повышении экономической эффективности за счет снижения трудозатрат и длительности исследований.
Указанный технический результат достигается тем, что способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев, включающий метод жидкостенасыщения дистиллированной водой или другой жидкостью, очистку пустотного пространства от свободных углеводородов методом термического анализа, отличается тем, что для идентификации и количественной оценки содержания органических соединений, а также определения природы воды и других неорганических соединений, минералогического анализа используют совмещение метода термического анализа со спектрометрическими методами: масс-, ИК-Фурье, хромато-масс-спектрометрия; для количественной оценки изменения геометрических размеров горной породы при нагревании используют совмещение метода термического анализа с дилатометрическими методами (термодилатометрия). Данный способ позволяет на одном образце проводить измерение открытой пористости и текущей нефтенасыщенности.
Способ определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев реализуется следующим образом. Непосредственно из керна или из торцевых остатков (1) стандартных цилиндрических образцов (4) диаметром 30 мм и высотой от 30 до 45 мм (или любых других образцов горных пород) кольцевым сверлом выбуривают геометризированный образец (2) в форме цилиндра диаметром 5 мм и затем разделяют на две равные части (3), каждая из которых имеет высоту 3 мм и массу 100 мг (фиг. 1).
Торцевые поверхности полученных цилиндров (3) пришлифовывают для обеспечения наиболее плотного контакта образца с поверхностью держателя образца (чашки) со встроенной термопарой.
Для оценки открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев определяют температуру начала пиролиза органического вещества. Для этого один из образцов нагревают со скоростью 10°С/мин в инертной атмосфере до температуры 550°С. Инертная атмосфера предотвращает окисление органического вещества и исключает влияние атмосферного воздуха на оценку нефтенасыщенности исследуемого образца. Заранее экспериментально определяют параметры нагревания (скорость нагрева, продувки, масса образца, тигель и другое), что позволяет существенно сократить время проведения анализа и при этом сохранить хорошую дифференциацию сигналов изменения массы и теплового потока.
Температуру начала пиролиза органического вещества определяют по резкому увеличению скорости изменения веса (кривая 5) и/или уменьшению величины теплового потока (кривая 6) (эндотермическая реакция) (фиг. 2).
По максимальной величине теплового потока (кривая 6) и резкому увеличению скорости изменения массы (кривая 5) определяют значение температуры начала пиролиза органического вещества, в приведенном примере эта температура составляет 357,92°С.
Для учета водонасыщенности образца в расчете нефтенасыщенности метод термического анализа совмещают с масс-спектроскопией (фиг. 3).
Сигнал 18 m/z (пик 7) в начале нагрева соответствует выходу техногенной воды, используемой при выбуривании образца. В случае одновременной десорбции органического вещества и воды сигнал 18 m/z интегрируют для получения ее количественного содержания. Если выявленная вода относится к капиллярно-связанной, то ее количество учитывают при расчете нефтенасыщенности. Остальные значения близки к погрешности масс-спектрометра: химически сорбированная вода (пик 8), пирогенная вода (пик 9) (за счет пиролиза органического вещества, керогена (пик 10) относится к разложению глинистых минералов.
После определения температуры начала пиролиза органического вещества, второй параллельно отобранный образец нагревают только до ранее определенной температуры начала пиролиза - до 357,92°С (фиг. 4). При этом потеря веса соответствует количеству свободных углеводородов в образце. После этого открытое пористое пространство образца считают очищенным от свободных углеводородов (и воды при ее наличии).
1
2
1
2
Потеря веса M - М = 1,671%, где M и М - начальный и конечный вес образца соответственно.
Рассчитывают текущую нефтенасыщенность по формулам:
где Н - насыщенность (%),
3
Vсв. ов - занимаемый свободным органическим веществом объем (см),
3
Vпop - объем пор образца (см),
где M1 - масса образца до нагревания (г),
М2 - вес образца после нагревания и охлаждения (г),
3
ρ - плотность нефти (г/см).
Затем определяют открытую пористость методом жидкостенасыщения дистиллированной водой или другой жидкостью (метод Преображенского), согласно утвержденной методике:
пор
3
где V - объем пор образца (см),
o6p
3
V - объем образца (см),
1
P - вес сухого образца в воздухе (г),
2
Р - вес насыщенного водой образца (г), погруженного в воду,
3
Р - вес насыщенного образца в воздухе (г),
3
ρ - плотность воды (керосина) (г/см).
Для использования образцов других размеров и веса необходимо экспериментально определить допустимые параметры и режимы проведения термического анализа.
Использование описанного способа определения открытой пористости и текущей нефтенасыщенности нефтяных сланцев с использованием метода термического анализа уменьшает погрешность измерений благодаря бесконтактному очищению открытого пористого пространства горной породы от свободных углеводородов, не затрагивая связанные углеводороды и сохраняя целостность органоминерального скелета образца породы.
Совмещение метода термического анализа со спектрометрическими методами позволяет определять динамику выделения, природу неорганических (вода, диоксид углерода и других газов) и органических соединений и учитывать их количество при расчете нефтенасыщенности, а также более точно проводить границу начала пиролиза. Совмещение метода термического анализа с дилатометрией (термодилатометрия) позволяет учитывать тепловое расширение образца (если фиксируется) при расчете открытой пористости, спектрометрическая диагностика минерального состава позволяет учитывать коэффициенты теплового расширения минералов и их влияние на изменение пустотного пространства.