Определение пористости нефтеносных пород методом рентгенофазового анализа

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

539. 217:553. 98:543. 442. 2
A.C. Храмов, В. Г. Изотов, Л.М. Ситдикова
Казанский (Приволжский) федеральный университет, Казань sitdikova8432@mail. ru, askhramov@mail. ru
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ НЕФТЕНОСНЫХ ПОРОД МЕТОДОМ РЕНТГЕНОФАЗОВОГО АНАЛИЗА
Рассматривается возможность использования данных качественного и количественного рентгенофазового анализа для определения пористости пород коллекторов. Апробация предлагаемого метода проведена для кернов скважины № 2 Лебединского месторождения высоковязкой нефти Республики Татарстан.
Ключевые слова: качественный рентгенофазовый анализ, количественный рентгенофазовый анализ, пористость породы, альбит, кальцит, кварц, анальцим, парагонит, клинохлор.
Одной из важной характеристик месторождений нефти и газа является пористость породы коллектора (Ха-нин, 1969). В настоящее время существует достаточно много различных методов определения пористости материала (Котяхов, 1977- Гиматудинов, 1971- Ханин, 1969): метод вытеснения, метод насыщения жидкостью, метод парафи-низации, планиметрический метод, объемометрический способ, пикнометрия, порозиметрия, метод полупроницаемых мембран, метод давления (усадки) и др. Однако, большинство из них позволяют измерить только открытую пористость, то есть какая доля закрытых пор присутствует в породе остается неизвестной. Кроме того, применение того или иного метода зависит зачастую от типа породы коллектора как по составу (песчаник, карбонаты, алевролит и др.), так и по механическим свойствам (сце-ментированность, размеры зерен и др.).
В настоящей работе предлагается метод оценки полной пористости материала, который может быть использован для любых нефтеносных пород.
Суть метода заключается в следующем. Полная пористость породы характеризуется параметром, который представляет собой отношение суммарного объема всех пор Уп, к объему породы К:
(1)
Если объем минеральной части образца породы обозначить через V, то выражение (1) примет вид:
V
?2 = 1-*-
V
(2)
Выразив объем V и объем породы V соответственно через их массу и плотность рм и ро, можно представить формулу (2) следующим образом:
0 = 1-^-
(3)
100
9D
80
70
— -
-
-Г Г
: Г
V -К-¦ 1& quot-"-"- -
jUv uL VA*
40 45
2-thela
Рис. 1. Дифрактограмма образца № 2−27.
Из выражений (1−3) видно, что ^ можно определить, если известны объем образца и объем содержащихся в нем пор, или объем образца и объем твердой фазы, или плотности породы и слагающих ее частиц. Проанализируем формулу (3). Плотность образца р можно измерить экспериментально без особых проблем. Однако плотность породы р легко определить только в том случае, если она состоит из одного минерала. Для многокомпонентных систем, какими являются породы коллекторы, решение этой задачи весьма затруднительно. Ответить на этот вопрос можно, если известно, из каких минералов сложена данная порода, и каково их относительное массовое содержание. Тогда р можно представить следующим образом:
А к V1
у zl
Pi У
(4)
Рис. 2. Изменение относительного содержания минералов в зависимости от глубины.
где р. — плотность /-ой фазы материала, к. — относительное содержание этой фазы (Ек. =1). Однако, использование формулы (3) возможно, если известны качественный и количественный состав породы.
Ответы на эти вопросы может дать рентгенофазовый анализ (РФА). РФА образцов произвольного состава сложная, трудоемкая задача, и зачастую полученные результаты носят неоднозначный характер, что связано с учетом большого числа факторов (Франк-Каменецкий и др., 1975).
gm I- научно-технический журнал
18к ГеоресурСЫ 2 (52) 2013
Минерал Химическая формула Пр. гр. сим. a В С a P У H
Кварц SiCfe P3221 4,91 — 5,41 90 90 120 34,5
Кальцит СаСОз R 3 8,16 12. 81 7,14 90 90 120 66,4
Альбит (Na, K)[AlSi308] С 1 4. 98 — 17.1 94.4 116.4 87.5 32,7
Анальцим NaAlSi206H20 I2/a 13. 69 13,68 13,66 90 90,4 90 30,6
Кпинохлор (Mg, Fe2+, FeJ+)5 Al (Si^l)0,"(0H)R С 1 5,33 9,23 14,33 90,6 97,47 89,98 43,5
Парагонит NaAl2(Si3Al)O10 (OH), C2/m 5,14 8,89 9,74 90 99,6 90 31,4
Табл. 2. Структурные параметры и массовые коэффициенты поглощения ^ (см2/г) выделенных минералов.
№ обр. а-Кварц Кальцит Альбит Анальцим Клинохлор Парагонит
2 -4 37,2 13,7 30,0 13,5 4,0 1,7
2−12 39,5 8,2 42,7 3,9 3,8 1,8
2−27 45,2 35,1 8,9 5,0 3,7 2,1
2−32 30,7 45,7 17,5 1,0 3,6 1,6
2−42 34,8 45,3 16,0 1,7 1,4 0,8
2−46 29,3 20,1 46,4 0,9 2,2 1,1
Табл. 3. Процентное содержание выделенных фаз.
Это объясняет небольшое количество публикаций, связанных с количественным РФА геологических пород. Во всех работах (Hosterman et al, 1989-
Tankersley et al, 2010- Suphi,
2007- Al-Jaroudi et al, 2007-
Ruffell, Wiltshire, 2004), которые удалось найти, приводятся результаты качественного и количественного РФА образцов, однако не обсуждается, каким образом были получены эти данные. В этих статьях описывается измерительная аппаратура и конечные результаты обработки закрытой компьютерной программы. Поэтому мы попытались разработать методику РФА, которая позволила бы получить достаточно надежные результаты и являлась бы простой и прозрачной (Храмов и др., 2012). Для этого необходимо было создать компьютерную программу обработки дифрактограмм, свободную от недостатков, присущих известным нам программам.
К недостаткам коммерческих программ можно отнести следующие их особенности: а) модельные дифрак-тограммы реализованы в виде штрих-диаграмм- б) функционал программ не позволяет вручную корректировать положение или форму отдельных линий- в) нет возможности менять относительную интенсивность фаз- г) каждая программа привязана только к своей базе данных- д) не учитывается изменение интенсивностей линий при переходе от одного излучения к другому.
В разработанной программе профиль линии представлялся функцией псевдо-Фойгта, то есть сверткой функций Лоренца и Гаусса. Интенсивность у. в данной точке х. определялась как суперпозиция интенсивностей всех рефлексов всех фаз в этой точке:
-(*,+*(,) 2 mj Т mJ Г
С1 -рЕ ((Ь V + 0
I Г")
(5)
где j — номер фазы, / - номер рефлексаj-ой фазы, I — интен-
сивность /-го рефлекса ]-ой фазы, х. — положение /-го рефлексау-ой фазы, Г. — ширина линии /-го рефлексау-ой фазы, к& quot- - масштабирующий коэффициент соответствующей фазы, п — число фаз, ш. — число рефлексов, р = [0,1].
Для апробации предлагаемого метода определения пористости были получены дифрактограммы кернов скважины № 2 Лебединского месторождения высоковязкой нефти. Рентгеновские дифракционные спектры сняты на дифрактометре ДРОН-3М в геометрии 9−29 на излучении Сг К. Типичная дифрактограмма представлена на рис. 1.
Литолого-минералогические характеристики исследованных образцов пород Лебединского месторождения представлены в табл. 1.
Качественный рентгенофазовый анализ показал, что все дифрактограммы описываются одинаковым набором минералов (Табл. 2).
Универсальный метод количественного РФА систем произвольного состава отсутствует, поэтому корректное решение этой проблемы невозможно без привязки к конкретной ситуации. Поскольку массовые коэффициенты поглощения кварца, альбита, анальцима, клинохлора и парагонита достаточно близки (Табл. 2), то в первом приближении исследуемую породу можно считать двухфазной системой (кварц и «матрица»). Такое допущение существенно упрощает задачу и позволяет воспользоваться традиционными методами количественного РФА (Русаков, 1977). Количественная оценка содержания компонент была получена нормировкой масштабирующего коэффициента к. '- к 100%. Результаты ко-
№ обр. Глубина залегания слоя, м Описание пород
2−4 180,3−181 Песчаник черный, полимиктовый, мелкозернистый, средней крепости, прослоями слабо сцементированный, интенсивно пропитан вязкой нефтью
2−12 181−182 Песчаник черный, полимиктовый, мелкозернистый, средней крепости, прослоями слабо сцементированный, пропитан густой нефтью
2−27 184−185,16 Песчаник черный, полимиктовый, мелкозернистый, средней крепости, прослоями слабо сцементированный, интенсивно пропитан вязкой нефтью
2−32 185,16−187,3 Песчаник черный, полимиктовый, мелкозернистый, средней крепости, прослоями слабо сцементированный, пропитан вязкой нефтью
2−42 191,1−195 Песчаник зеленовато-серый, известковистый, полимиктовый, прослоями кальцинированный, мелко- и среднезернистый, прослоями слабо пропитан остаточной нефтью.
2−46 195 -197,5 Песчаник серый, зеленовато-серый, полимиктовый, среднезернистый, пористый, средней крепости, в кровле рыхлый, в подошве крепкий, водонасыщенный.
Табл. 1. Описание исследованных образцов.
]=і
¦- научно-технический журнал
2 (52) 20i3ltW"ra47i"I"if: 1w 19
№ Минерал Эмпирическая Рентгеновская
1 Альбит 2,6 -2,65 2,6 -2,63
2 Кальцит 2,7102 2,71 — 2,75
3 Кварц 2,59 — 2,65 2,64 — 2,65
4 Анальцим 2,24 — 2,79 2,22 — 2,71
5 Клинохлор 2,6 — 3,02 2,63 — 3,0
6 Парагонит 2,85−2,907 2,88−2,92
Табл. 4. Плотности минералов, г/см3.
№ обр. Ро^АРо рм, расчет по эмпирич. значениям (табл. 4) рм, расчет по рентген, значениям (табл. 4)
2−4 2,05±0,08 2,56−2,69 2,57 -2,68
2−12 2,13±0,09 2,59−2,68 2,61 -2,67
2−27 1,88±0,06 2,62−2,7 2,64−2,7
2−32 2,05±0,11 2,65−2,69 2,66−2,71
2−42 2,15±0,12 2,64−2,69 2,66−2,7
2−46 2,38±0,14 2,62−2,67 2,63 -2,67
Табл. 5. Плотности образцов, г/см3.
личественного фазового анализа представлены в табл. 3.
Как видно из данных приведенных в табл. 3 во всех образцах 90 и более процентов содержания составляют три фазы: кальцит, кварц и альбит. Какой-либо функциональной зависимости содержания того или иного минерала от глубины залегания не прослеживается (Рис. 2). Можно говорить о некоторой тенденции, которая проявляется в увеличении содержания кальцита и уменьшении количества кварца и анальцима с ростом глубины.
Для расчета плотности р по формуле (4) использовались табличные рентгеновские и эмпирические плотности минералов. Эти данные взяты с сайтов http: //mineralienatlas. de и http: //database. iem. ac. ru/mincryst (Табл. 4).
Экспериментальная плотность р определялась методом гидростатического взвешивания. Чтобы усреднить влияние жидкости на результаты, при измерении объема использовались несколько жидких материалов: трансформаторное масло, глицерин, вода. Полученные значения р и р плотностей приведены в табл. 5. Разброс значений погрешностей Ар связан с тем, что для гидростатического взвешивания были взяты образцы различного объема.
Относительное содержание фаз колеблется в широких пределах (Табл. 3), но рассчитанная плотность образцов изменяется в диапазоне 5−10% (Табл. 5). Что неудивительно, так как плотности минералов достаточно близки по значениям.
Используя данные приведенные в табл. 5 была оценена пористость исследуемых образцов по формуле (3). Результаты расчетов приведены в табл. 6. Хотя плотности р практически не зависят от относительного содержания фаз, значение пористости колеблется в широком диапазоне от 9% до 31%. Значения пористости, полученные нами, согласуются с литературными данными (Ханин, 1969). Согласно Ханину A.A. (Ханин, 1969), пористость карбонатных пород лежит в пределах 3−30%, а для глинистых может достигать 40−50%. Полученные значения пористости (Табл. 6) также
Табл. 6. Оценка пористости
б D (У) находятся в полном со-
№ обр. Глубина, м П
2−4 180,3−181 20−24
2−12 181−182 18−21
2−27 184−185,16 28−31
2−32 185,16−187,3 22−24
2−42 191,5−195 19−20
2−46 195−197,5 9−11
ответствии с геологическим описанием кернов (Табл. 1).
Надежность полученных выводов можно проверить сопоставлением результатов, полученных другими независимыми методами. Например, оценить массовое содержание кальцита в смеси методом ИК-спектроскопии (Ско-чилов и др., 2011).
Литература
Al-Jaroudi S.S., Ul-Hamid A., Mohammed A.I. Use of X-ray powder diffraction for quantitative analysis of carbonate rock reservoir samples. Powder Technology. 2007. V. 175. pp. 115−121.
Hosterman J.W., Meyer R.F., Palmer C.A. Chemistry and Mineralogy of Natural Bitumens and Heavy Oils and Their Reservoir Rocks from the United States, Canada, Trinidad and Tobago, and Venezuela. U.S. Geological Survey Circular. 1989. V. 1047. pp. 131−150.
Ruffell A., Wiltshire P. Conjunctive use of quantitative and qualitative X-ray diffraction analysis of soils and rocks for forensic analysis. Forensic Science International. 2004. V. 145. pp. 13−23.
Suphi U. Quantification of crystalline (mineral) matter in some Turkish coals using interactive Rietveld-based X-ray diffractometry. International Journal of Coal Geology. 2007. V. 71. pp. 176−184.
Tankersley K.B., Balantyne M.R. X-ray powder diffraction analysis of Late Holocene reservoir sediments. Journal of Archaeological Science. 2010. V. 37. pp. 133−138.
Гиматудинов Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра. 1971. 212 c.
Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра. 1977. 288 c.
Русаков A.A. Рентгенография металлов. М.: Атомиздат. 1977. 480 c.
Скочилов Р. А., Фишман А. И., Носков А. И. и др. ИК спектроскопическая методика количественного анализа минерального состава пород. Георесурсы. 2011. № 6. C. 22−25.
Франк-Каменецкий В.А. (под ред). Руководство по рентгеновскому исследованию минералов. Л.: Недра. 1975. 400 c.
Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра. 1969. 368 c.
Храмов А. С., Изотов В. Г., Лукьянов И. В., Тюрина Е. А. Разработка методики количественного рентгенофазового анализа нефтеносных пород Республики Татарстан. Мат. межд. научно-практ. конф.: «Высоковязкие нефти и природные битумы: проблемы и повышение эффективности разведки разработки месторождений». Казань. 2012. C. 338−342.
A.S. Khramov. V.G. Izotov, L.M. Sitdikova. Determination of oil-bearing rocks porosity by X-ray phase analysis
The possibility of using data of qualitative and quantitative X-ray analysis to determine the reservoirs porosity is shown. Testing of the proposed method is performed for the cores of well No.2 of Lebedinsky field of high-viscosity oil in the Republic of Tatarstan.
Keywords: high-quality X-ray phase analysis, quantitative X-ray phase analysis, rock porosity, albite, calcite, quartz, analcime, paragonite, clinochlore.
Александр Сергеевич Храмов
Доцент каф. физики твердого тела Института физики.
Виктор Геннадьевич Изотов
К. геол. -мин. н, доцент кафедры региональной геологии и полезнык ископаемык.
Ляля Мирсалиховна Ситдикова
К. геол. -мин.н., Заслуженный геолог РТ, Почетныш работник высшего и профессионального образования РФ, член-корреспондент Волжско-Камского отделения РАЕН, доцент кафедры региональной геологии и полезнык ископаемык.
Казанский (Приволжский) Федеральный университет. 420 008, Казань, ул. Кремлевская, 18. Тел/Факс: (843)238−84−71.
jm і- научно-технический журнал
2^, ГеоресурСЫ 2 (52) 2013

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой