1. На главную
  2. Электронные версии
  3. Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования
  4. № 4, 2020

Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования, 2020, № 4, стр. 101-107

Электронно-микроскопические исследования порового пространства карбонатных пород-коллекторов нефти и газа

В. А. Кузьмин *

Институт проблем нефти и газа РАН
119333 Москва, Россия

* E-mail: kuzminva@mail.ru

Поступила в редакцию 22.09.2019
После доработки 28.10.2019
Принята к публикации 28.10.2019

Полный текст (PDF)

Аннотация

Изложена методика выделения микроструктурных типов порового пространства карбонатных пород на примере Димитровского газоконденсатно-нефтяного месторождения. Для изучения особенностей микростроения применялся растровый электронный микроскоп Carl Zeiss NVision 40, с помощью которого исследовалась поверхность сколов образцов и аншлифов, приготовленных из выбуренных кернов пород. В результате исследований были выделены породы с различным типом порового пространства.

Ключевые слова: электронный микроскоп, поровое пространство, катодолюминесцентный метод, известняк, микроструктура, пористость, поры, поровое пространство, микроструктурная классификация.

ВВЕДЕНИЕ

При оценке запасов углеводородов и разработке способов их извлечения в карбонатных пластах, характеризующихся очень сложным строением порового пространства, большое значение имеют микроструктурные особенности коллектора [1–3]. Это связано с тем, что характер разработки залежей, а также состояние начальных и остаточных запасов углеводородов в большой степени определяются структурой порового пространства пород, слагающих эту залежь. Поровое пространство также в значительной степени определяет возможное распределение остаточных запасов углеводородов в истощенных залежах на поздних этапах разработки [4].

Основным оценочным параметром емкости пород в геолого-промысловой практике является значение открытой пористости, которая характеризует сообщающийся объем открытых поровых каналов. В сложных карбонатных коллекторах требуется более детальная характеристика, так как в них особенно возрастает роль морфологии и размерных градаций поровых каналов на изменения гидродинамических, физико-химических и термодинамических условий в процессе разработки пластов. Ранее проведенные исследования пород из различных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях (Оренбургское НГКМ, Карачаганакское НГКМ, нефтяное месторождение Тенгиз, Димитровское ГНМ) позволили применить сеточную модель для расчета размерных и фильтрационных параметров порового пространства на основе электронно-микроскопических исследований. Микроструктурные параметры емкостного пространства определяют тип порового пространства и влияют на углеводородоотдачу при разработке месторождений. Было установлено, что в карбонатных коллекторах отношение среднего значения диаметра пор к диаметру соединяющих микрокапиллярных каналов в большой степени определяет величину структурно защемленных газонасыщенных объемов в газоконденсатной части нефтегазоконденсатных месторождений. Этот параметр также оказывает существенное влияние на количество структурно-защемленных нефтенасыщенных объемов в нефтяных оторочках и подгазовых нефтяных залежах. В связи с этим, изучение порового пространства и микростроения карбонатных коллекторов с использованием современной электронной микроскопии является актуальной задачей.

МЕТОДИКА

В работе для исследования микростроения и порового пространства пород применялся автоэмиссионный растровый электронный микроскоп (РЭМ) Carl Zeiss NVision 40 с пространственным разрешением 1.1 нм при 20 кВ. Микроскоп оснащен микрозондовым анализатором Oxford Instruments X-MAX и имеет электронно-оптическую колонну GEMINI третьего поколения, которая позволяет проводить анализ микроструктуры с увеличением до 900 000×.

Анализ микростроения проводился на основе исследования поверхности сколов образцов и аншлифов, приготовленных из выбуренных кернов пород.

Поровое пространство изучалось по специально разработанной методике, основанной на катодолюминесценции в РЭМ [5–9]. Катодолюминесцентный метод изучения порового пространства пород, имеет ряд преимуществ по сравнению с существующими косвенными методами оценки структуры порового пространства, поскольку помимо количественных данных позволяет анализировать форму пор и поровых каналов с применением компьютерного анализа. В настоящее время применяемая методика, в сочетании с компьютерным анализом получаемых в РЭМ изображений, по-видимому, является единственным прямым количественным способом с разрешением менее одного микрона. Существующие томографические приставки в электронных микроскопах уступают этому методу по распознаваемости пор и минимальному фиксируемому размеру (разрешающей способности). Применяемая методика изучения структуры порового пространства пород дает возможность на основе программного анализа катодолюминесцентных изображений получать количественные данные размеров пор и поровых каналов, а также рассчитывать параметры узла сеточной модели на основе прямых измерений сечений пор и каналов.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

В настоящей работе объектом исследования в электронном микроскопе были карбонатные отложения артинского яруса нижнепермских отложений (Р1art) Димитровского газоконденсатно-нефтяного месторождения (ДГНМ), расположенного на территории Дагестана. Керн для исследования был отобран из интервала глубин 2567.63–2603.3 м одной из скважин месторождения. Породы отложений сложены преимущественно биогермными, водорослевыми и комковато сгустковыми известняками. В средней части интервала с глубины 2587.0 м также появляются тонко-микрозернистые доломитизированные разновидности известняков, которые в нижней части интервала чередуются с доломитами.

Микроскопическое изучение пород показало наличие вторичных изменений в породах, влияющих на формирование порового пространства. Наиболее распространена перекристаллизация с укрупнением кристаллов. В некоторых образцах порода полностью перекристаллизована до грануляции органических остатков и образованием комков. Наблюдается умеренное развитие процесса доломитизации (рис. 1), а также кальцитизации, преимущественно по межводорослевому пространству с образованием кристаллов вторичного кальцита тонко-мелкозернистой структуры. В породах часто встречаются кальцитовые сгустки и комки, образованные в результате преобразования водорослей. В небольшом количестве в порах встречается гидрослюда (рис. 2). В изученных породах имеются образцы с достаточно развитой поровой системой, однако преобладают плотные породы с единичными и в виде небольших скоплений-очагов порами, и микротрещинами (рис. 3). Очаги формируются непосредственно в очень плотной непроницаемой матрице и не могут быть результатом растворения отдельных зерен. По морфологическим признакам и характеру распределения в матрице породы эти поры наиболее вероятно являются результатом очагового развития за счет преобразования первичного карбонатно-органического полимерного вещества, согласно новым представлениям формирования карбонатного осадка (Дмитриевский А.Н., Скибицкая Н.А. и др.) [10, 11]. В плотных породах поровое пространство представляет собой относительно малосвязанную структуру из единичных пор и микроочаговых скоплений в плотной матрице, проницаемость которой обеспечивается в основном системой относительно небольшого числа поровых каналов (2–5 мкм) простой конфигурации. В пористых породах, которые присутствуют в разрезе, очаги пор распределены на микроуровне достаточно равномерно.

Рис. 1.

Аутигенный доломит образованный в процессе доломитизации. Димитровское ГНМ. (РЭМ). Известняк биогермный водорослевый доломитизированный перекристаллизованный.

Рис. 2.

Гидрослюда в порах известняка. Димитровское ГНМ (РЭМ).

Рис. 3.

Развитие очаговой пористости в известняке. Димитровское ГНМ: а – вторично-электронное изображение аншлифа в РЭМ; б – катодолюминесцентное РЭМ-изображение порового пространства.

Описанные процессы влияют на формирование разных типов порового пространства, которые определяют свойства коллектора. В литературе имеется микроструктурная классификация типов порового пространства, в которой дана сравнительная оценка возможной углеводородоотдачи пород-коллекторов нефти и газа через коэффициент остаточной газонасыщенности Kго при прямоточной капиллярной пропиткe породы [12, 13].

В основе предложенной классификации (табл. 1) лежат микроструктурные параметры строения емкостной системы коллектора: размерный параметр ρпк – отношение среднего диаметра пор к среднему диаметру поровых каналов и βкч – координационное число капиллярной поровой системы (пространственный параметр).

Таблица 1.  

Микроструктурная классификация (Кузьмин В.А., Скибицкая Н.А., 2018 г.) [13]

Микроструктурный класс коллектора Тип порового пространства Характеристика Координационное число βкч=Nкан/Nпор Отношение среднего диаметра пор к среднему диаметру каналов, ρпк= dп/dк Коэффициент структурно-защемленной газонасыщенности (нефтенасыщенности) Кго (Кно), %
1 Канальный тип Существенно преобладают каналы, а поры отсутствуют, либо присутствуют как единичные включения >10  1–10  5–15
2 Порово-канальный Преобладают протяженные каналы, а количество пор меньше чем каналов   3–10 10–20 15–30
3 Канально-поровый Преобладают поры, а соединяющие их каналы по длине соизмеримы с размерами этих пор 2–3 >20 >30
4 Порово-контактный Существенно преобладают поры, контактирующие друг с другом; каналы, соединяющие поры, отсутствуют – – 30–60

Для определения типа порового пространства в исследуемых породах был выполнен количественный анализ по катодолюминесцентным РЭМ-изображениям и получены микроструктурные параметры порового пространства образцов (табл. 2).

Таблица 2.  

Структурные параметры порового пространства образцов определенные способом катодолюминесценции в электронном микроскопе

№ образца Глубина отбора, м Проницаемость пор, 10–15 м2 Координационное число βкч= Nкан/Nпор Средний диаметр каналов, dкан, мкм Средний диаметр пор, dпор, мкм Среднее отношение ρпк= dпор/dкан
1/5 2567.63 0.017 2.31 1.66 8.9 5.36
1/12 2569.98 0.0003 2.01 1.9 11.49 6.05
1/14 2570.18 0.0239 2.7 1.66 4.21 2.54
1/15 2571.21 0.0032 3 1.96 22.65 11.56
1/27 2573.88 0.0006 2.01 1.89 7.52 3.98
1/66 2576.45 0.009 2 3.76 11.72 3.12
1/83 2576.98 0.0005 2.01 1.8 6.86 3.81
1/84 2577.42 0.0001 2.01 1.64 9.41 5.74
1/98 2579.4 0.002 24.61 5.34 34.76 6.5
1/103 2581.37 0.0051 2 1.66 3.25 1.96
1/112(1) 2581.74 0.012 4.12 2.39 14.23 5.95
1/119(2) 2583.17 0.0023 4 2.66 3.2 1.2
1/125 2584.39 0.012 4.12 2.37 14.12 5.96
1/131 2585.61 0.0014 2.27 2.13 19.16 9
1/179(1) 2593.9 0.0013 3 2.77 8.5 3.07
1/182 2594.82 0.0149 2.83 1.66 9.15 5.51
1/222 2599.55 0.0006 2.01 1.66 7.67 4.62
1/223 2600.15 0.0063 2.45 1.66 16.2 9.76
1/225 2603.3 0.0067 3.35 1.77 4.9 2.77

На основе полученных данных и микроструктурной классификации, в изучаемом интервале артинского яруса нижнепермских отложений были выделены следующие типы микростроения карбонатной матрицы породы:

1. Канально-поровая карбонатная матрица. Открытая пористость Кп.о > 6%.

2. Порово-канальная карбонатная матрица. Открытая пористость Кп.о 3–6%.

3. Низкопористая канально-поровая карбонатная матрица. Открытая пористость Кп.о < 3%.

4. Низкопористая микротрещиноватая карбонатная матрица. Открытая пористость Кп.о < 3%.

В качестве примера различий микростроения пород с различным типом порового пространства на рис. 4 приведены их электронно-микроскопические изображения.

Рис. 4.

Известняки с различным типом порового пространства. Димитровское НГМ (РЭМ). Поверхности сколов образцов: а – порово-канальная карбонатная матрица; б – канально-поровая карбонатная матрица; в – низкопористая порово-канальная карбонатная матрица; г – низкопористая микротрещиноватая карбонатная матрица.

Исследования показали, что изучаемые породы различаются не только по микроструктурным параметрам, но и морфологически, что хорошо видно на катодолюминесцентных РЭМ изображениях порового пространства различного типа (рис. 5).

Рис. 5.

Катодолюминесцентные изображения порового пространства различного типа. Димитровское НГМ: а – канально-поровая карбонатная матрица; б – порово-канальная карбонатная матрица; в – низкопористая порово-канальная карбонатная матрица; г – низкопористая микротрещиноватая карбонатная матрица.

В исследуемых отложениях породы с различным типом порового пространства встречаются по всему разрезу скважины, но с учетом преобладающего типа можно выделить четыре интервала с разными микроструктурными особенностями карбонатной матрицы.

1. Породы с канально-поровой матрицей (2567.63–2573.88 м).

2. Породы с порово-канальной матрицей (2573.88–2579.4 м).

3. Породы с низкопористой порово-канальной матрицей (2579.4–2585.61 м).

4. Низкопористая микротрещиноватая матрица (2585.61–2603.3 м).

Интервалы характеризуются следующими особенностями микростроения.

1. Породы с канально-поровой матрицей

В породах этого типа пустотное пространство представляет собой поры-емкости, соединенные более узкими протяженными каналами, связывающих поровые объемы. Эти породы имеют открытую пористость от 7.5 до 12%, а их проницаемость колеблется от 0.06 до 0.2 мД. Средний размер пор в них составляет 13.93 мкм, а каналов – 2.47 мкм. При этом координационное число в среднем равно 6.6, т.е. имеется значительный объем пор, за счет которых осуществляется существенная доля фильтрации. Среднее отношение ρпк= dпор/dкан составляет 5.27. Поры распределены в объеме на микроуровне относительно равномерно или в виде очагов с небольшим снижением плотности пор в промежуточных зонах.

2. Породы с порово-канальной матрицей

К ним относятся породы, имеющие в карбонатной матрице развитую систему проницаемых каналов с небольшой долей пор в виде раздельных очаговых скоплений, размером несколько десятков микрон. По количеству преобладают каналы, которые по длине соизмеримы с размерами этих пор. Открытая пористость колеблется в пределах 2.9–4.14%, а проницаемость составляет 0.05–0.12 мД, которая обеспечивается преимущественно каналами. Средний размер фильтрующих пор в породах этого интервала меньше, чем в породах с канально-поровой пористой матрицей и составляет 8.87 мкм. Размер каналов в среднем составляет 2.01 мкм, т.е. несколько меньший, чем в пористой матрице. Координационное число в породах этого типа в среднем 3.2, что означает упрощение капиллярной системы и уменьшение количества пор в узлах. Такая поровая система имеет преимущественно канальную систему фильтрации, с небольшой долей участия пор, т.е. преобладают поровые каналы, а емкостная система является более благоприятной с точки зрения полноты вытеснения углеводородов по сравнению с предыдущим типом.

3. Породы с низкопористой порово-канальной матрицей

Открытая пористость в этих породах составляет 0.6–2.87%, а проницаемость 0.07–0.1 мД, т.е. фильтрационная характеристика относительно высокая для такой плотной породы. Имеющаяся проницаемость в таких породах связана с небольшим количеством достаточно проницаемых каналов относительно простой геометрии. Координационное число в них имеет значение 2.6, т.е. пустотное пространство представляет собой в основном поровые каналы. Именно поэтому они близки по проницаемости к породам с низкопористой порово-канальной матрице. Диаметры каналов в них составляют в среднем 1.94 мкм, а пор 6.27 мкм, которые фактически являются локальными расширениями каналов.

4. Низкопористая микротрещиноватая матрица

В этих породах имеется плотная, возможно субкапилярнопоровая, матрица и микротрещины, раскрытость которых в основном очень небольшая (3–10 мкм). Трещины короткие и не связаны в единую фильтрационную систему. Проницаемость обеспечивается преимущественно отдельными капиллярными и, по-видимому, крупными субкапиллярными каналами. Координационное число без учета микротрещин составляет 2.1, т.е. фильтрация осуществляется практически полностью поровыми каналами, средний диаметр которых составляет 2314 мкм. Этот тип пород близок к предыдущему по фильтрационно-емкостным характеристикам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В изученных породах артинских отложений Димитровского ГНМ наблюдается чередование пород с различными типами порового пространства – от структуры с развитой системой канал–пора, сравнительно высоким координационным числом и большими значениями отношения βкч = dпор/dкан в пористых породах до плотных пород (которые преобладают) с единичными “сквозными” поровыми каналами простой конфигурации. Плотные породы преимущественно имеют координационное число близкое к 2, характерное для канального строения порового пространства.

В породах наблюдается большая изменчивость по пористости и плотности матрицы. В пористых разностях капиллярное поровое пространство формируется за счет микроочаговых скоплений в матрице и представляет собой преимущественно связанную сетчатую структуру из элементов канал–пора, а в плотных породах преимущественно из единичных поровых каналов и зарождающихся микроочагов пор.

Анализ порового пространства позволяет сделать вывод о закономерном улучшении добычных характеристик в породах с низкопористой порово-канальной матрицей в интервале 2579.4–2585.61 м изучаемой скважины. В плотных породах этого интервала проницаемость хотя и ухудшается, однако это снижение не пропорционально снижению пористости. Причина заключается в особенностях строения порового пространства. В плотных породах появляются сквозные поровые каналы простой конфигурации с относительно большими диаметрами, компенсирующие уменьшение проницаемости, за счет снижения пористости.

В нижнем интервале артинских отложений в породах развита матричная, дискретная, не связанная в единую фильтрационную систему микротрещиноватость, которая практически не влияет на проницаемость.

Список литературы

  1. Сургучев М.Л., Симкин Э.М. // Нефтяное хозяйство. 1988. № 9. С. 31.

  2. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977. 214 с.

  3. Абасов М.Т., Кулиев А.М. Методы гидродинамических расчетов разработки многопластовых месторождений нефти и газа. Баку: ЭЛМ, 1976. 200 с.

  4. Kuz’min V.A., Mikhailov N.N., Skibitskaya N.A. // J. Surf. Invest.: X-ray, Synchrotron and Neutron Tech., 2013. V. 7. № 5. P. 907.

  5. Гоулдстейн Дж., Яковица Х. Практическая растровая электронная микроскопия. М.: Мир, 1978. 657 с.

  6. Kuzmin V.A. // J. Surf. Invest.: X-ray, Synchrotron and Neutron Tech. 2007. V. 1. № 6. P. 687.

  7. Кузьмин В.А., Соколов В.Н. Использование компьютерного анализа РЭМ-изображений для оценки емкостных и фильтрационных свойств пород –коллекторов нефти и газа // Тез. докл. VIII Симп. по растровой электронной микроскопии и аналитическим методам исследования твердых тел. РЭМ-93. Черноголовка, 1993. С. 45.

  8. Соколов В.Н., Юрковец Д.И., Разгулина О.В., Мельник В.Н. // Поверхность. Рентген., синхротр. и нейтрон. исслед. 1998. № 1. С. 33.

  9. Соколов В.Н., Юрковец Д.И., Разгулина О.В., Мельник В.Н. // Известия Акад. Наук. Cер. физ. 1999. Т. 63. № 7. С. 1328.

  10. Дмитриевский А.Н., Скибицкая Н.А., Яковлева О.П. Матричная нефть – дополнительный сырьевой ресурс нефтегазоконденсатных месторождений / Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Теоретические и прикладные аспекты // Тез. докл. Всероссийской конференции. М.: ГЕОС, 2007. С. 80.

  11. Дмитриевский А.Н., Скибицкая Н.А., Вульфсон А.Н., Зекель Л.А., Прибылов А.А. // Журн. физ. хим. 2007. Т. 81. № 5. С. 1.

  12. Кузьмин В.А., Скибицкая Н.А. // Поверхность. Рентген., синхротр. и нейтрон. исслед. 2016. № 11. С. 105.

  13. Кузьмин В.А., Скибицкая Н.А. //Актуальные проблемы нефти и газа. 2018. Вып. 3(22). http://oilgasjour.

Дополнительные материалы отсутствуют.

Инструменты

следующая статья выпуска предыдущая статья выпуска содержание выпуска

Поверхность. Рентгеновские, синхротронные и нейтронные исследования

Архивы выпусков Информация о журнале Отправить рукопись в журнал