Люминесцентно-битуминологический анализ
Люминесцентно-битуминологический анализ представляет собой совокупность наблюдений за люминесценцией битуминозных веществ, находящихся в горных породах, в растворах органических растворителей или на капиллярных вытяжках (фильтровальная и хроматографическая бумага). Для возбуждения люминесценции обычно применяются ультрафиолетовые лучи (ближайшая ультрафиолетовая область спектра). Люминесцентно-битуминологический анализ характеризуется следующими особенностями:
· быстротой выполнения (экспрессность);
· высокой чувствительностью;
· возможностью наблюдать относительное изменение качественного состава битуминозных веществ;
· наглядностью получаемых результатов;
· возможностью проводить наблюдения над характером распределения битуминозных веществ в горных породах не только в лабораторных условиях, но и непосредственно в поле;
· наименьшим изменением в процессе анализа исследуемых веществ по сравнению с химическими анализами, так как люминесцентный анализ в основном проводится без нагревания;
· небольшой стоимостью анализа (по сравнению с химическими и другими анализами).
Принцип анализа:
Люминесцентно-битуминологический анализ основан на зависимости, существующей между качественным составом и количественным содержанием битуминозных веществ в горных породах и комплексом люминесцентных свойств этих веществ (цвет, интенсивность, фосфоресценция и др.).
|
|
|
Этапы анализа:
Современный люминесцентно-битуминологический анализ состоит из трех основных этапов.
Первый этап - просмотр образцов под люминесцентной лампой и капельно-люминесцентный анализ.
Простота этого вида анализа позволяет производить массовое опробование каменного геологического материала. Данный прием люминесцентного анализа очень ценен для первичной диагностики сингенетичности и эпигенетичности битуминозных веществ.
Второй этап - люминесцентно-битуминологический анализ в одном растворителе.
Этот вид анализа, также как и капельный, является массовым и может выполняться как в полевых, так и в лабораторных условиях. Он используется для определения содержания извлекаемых хлороформом битуминозных веществ (битумоидов) и их примерной качественной характеристики.
Третий этап - люминесцентно-битуминологический анализ при последовательной экстракции хлороформом и спиртобензолом. .
Люминесцентно- битуминологический анализ применяется для обнаружения и первичной диагностики битуминозных веществ (битумоидов), а также для выяснения характера их распределения в горных породах.
Данные люминесцентного анализа используются:
|
|
|
· при изучении геологических разрезов с целью стратификации, корреляции и выделения маркирующих горизонтов;
· при составлении карт распределения битуминозности по отдельным горизонтам, вскрытым различными скважинами или обнажениями;
· для выявления ореолов рассеивания битуминозных веществ над нефтяной залежью;
· для прослеживания следов миграции битуминозных веществ к залежи;
· для выявления нефтесодержащих пород;
· для первичной характеристики группового состава битуминозных веществ;
· для корреляции нефтяных пластов.
Газовый каротаж
В поровом пространстве горных пород содержатся в различных количествах углеводородные газы. При разбуривании породы газ поступает в циркулирующую по скважине промывочную жидкость и выносится вместе с ней на поверхность. Там он извлекается из раствора, смешивается с воздухом и поступает на анализ. При этом определяют суммарные газопоказания, приведенные газопоказания и содержание предельных углеводородных газов. Одновременно с геохимическими исследованиями регистрируют продолжительность бурения 1м скважины и расход бурового раствора. Такой комплекс исследования называют газовым каротажем
|
|
|
Газовый каротаж применяется для
· оперативного выделения перспективных на нефть и газ участков в разрезе скважины и прогнозной оценки характера их насыщения;
· интервалов притока пластового флюида в скважину или поглощения фильтрата промывочной жидкости в пласт с целью предотвращения аварийных ситуаций;
· измерения параметров режима бурения.
Благодаря данным газового каротажа члены нашей бригады рассчитали тип пластового флюида в залежи по соотношению легких углеводородов газовой части флюида:
| Период | Глубина | С1 | С2 | С3 | ОПУСз | Параметр 1 | Параметр2 | ФАЗА НЕФТИ | ФАЗА ГАЗА |
| Ю1 | |||||||||
| Ю2(1) | 4182 | 42.85 | 22,85 | 25,79 | 0,414 | 0,3668 | 0,1518 | ТЯЖЕЛАЯ | ГАЗ ПОПУТНЫЙ ЖИРНЫЙ |
| Ю2(2) | 4224.4 | 53,3 | 20 | 26,7 | 0,489 | 0,3673 | 0,1799 | ТЯЖЕЛАЯ | ГАЗ ПОПУТНЫЙ ЖИРНЫЙ |
| Ю3 | 4247 | 53,84 | 19,23 | 26,92 | 0,486 | 0,3472 | 0,1687 | ТЯЖЕЛАЯ | ГАЗ ПОПУТНЫЙ ЖИРНЫЙ |
| Ю4 | 4315.6 | 55,55 | 18,51 | 25,92 | 0,520 | 0,3720 | 0,1937 | НЕФТЬ | ГАЗ ПОПУТНЫЙ СРЕДНЕЙ ЖИРНОСТИ |
Механический каротаж
Сущность механического метода сводится к регистрации продолжительности проходки скважины - времени, затрачиваемого на бурение одного метра породы.
Продолжительность проходки зависит от крепости горных пород, увеличиваясь с повышением последней, и меняется в достаточно широких пределах:
|
|
|
Крепость пород уменьшается от изверженных к метаморфическим, затем к осадочным, конгломератам, песчаникам до глинистых сланцев и песков. Рыхлые породы - пески, песчаники, глины - отмечаются на кривых продолжительности проходки минимальными значениями. С увеличением крепости пород величина возрастает.
Величина определяется посредством хронометража времени, затрачиваемого на бурение определенного участка скважины. При хронометраже скорости бурения обязательно фиксируются: скорость вращения инструмента n, давление на забое Р - время смены долота; время, затрачиваемое на спуско-подъемные операции, при хронометраже опускается.
Достоинством метода является возможность его применения непосредственно в процессе бурения; исследования обычно проводятся одновременно с газометрическими. Основным недостатком метода является трудность учета технологии бурения.
Уменьшение времени бурения 1 м с 15-20 до 3-5 мин показывает, что в данном интервале находится пласт с хорошими коллекторскими свойствами и дает приблизительное представление о проницаемости и пористости пласта. Механическая скорость 3-5 мин/м в терригенном разрезе соответствует пористости 20-30 % в песчаниках слабосцементированных, а механическая скорость 7-10 мин/м в карбонатном разрезе соответствует пористости 10-12 % в известняках кавернозно-трещиноватых. Увеличение времени бурения 1 м показывает, что интервал сложен глинистыми либо плотными породами. Данные механического каротажа хорошо коррелируются с диаграммами ПС и ГК.
Петрофизические исследования
Петрофизика — это научная дисциплина, изучающая физические свойства горных пород с целью определения их состава, структуры и термодинамического состояния.
Именно различия пород по физическим свойствам (плотности, магнитной восприимчивости, намагниченности, удельному электрическому сопротивлению, поляризуемости и др.) создают аномалии в геофизических полях и позволяют использовать эти аномалии для решения геологических задач.
Соответственно геологическая интерпретация геофизических материалов сильно затруднена когда нет сведений о физических свойствах пород, или когда они обрывочные и несистемные. На основании анализа геофизических полей зачатую можно лишь предполагать о геологической природе геофизических аномалий.
Достоверность интерпретации значительно повышается, если одновременно с геофизическими работами проводить целенаправленное и системное изучении физических свойств пород.
Во-первых, полученные сведения можно использовать при решении обратных геофизических задач, то есть для объемной реконструкции физических свойств среды по наблюдённым физическим полям.
Во-вторых, знание физических свойств геологических формаций, отдельных типов пород позволяет преобразовать зачастую абстрактные геофизических построения в конкретную геологическую информацию.
На современном этапе развития нефтегазовой отрасли перед петрофизической лабораторией ставится ряд задач :
· Петрофизическое обеспечение подсчета запасов и прогнозирования залежей.
· Построение фациальной модели пластов (геомоделирование).
· Оценка эффективности схемы эксплуатации (бурение, вскрытие пласта, разработка, интенсификация пласта).
· Построение петрофизических моделей пластов для интерпретации данных сейсмических исследований, геофизических и геолого-технологических исследований (ГТИ) скважин.
В скважине X также был проведен комплекс петрофизических исследований. На основе этих данных получим:
Пласт Ю1 находится в диапазоне 4117-4137 метров. Аргиллиты в пласте тёмно-серые плотные, участками алевритистые. Слоистость плоскопараллельная, ориентирована под углом 90° к оси керна. По всему слою наблюдаются остатки углефицированного растительного детрита. Контакт с нижележащим слоем в керне не сохранился вследствие механического истирания.
Глина в пласте тёмно-серая аргиллитоподобная битуминозная массивная. По всему слою отмечается запах УВ. Керн находится в раздробленном состоянии.
Пласт Ю2(1) находится в диапазоне 4181-4208 метров. Песчаники в интервале серые среднезернистые кварцево-полевошпатовые на глинистом цементе порового типа с включениями слюды. Текстура параллельно-слоистая, подчеркнутая углефицированным растительным детритом, под углом 85-90° к оси керна. Контакт с нижележащим слоем отчетливый, под углом 85° к оси керна. В интервале 1–1,15м от верха керна прослои аргиллита, тол-щиной от 1 мм. до 2 см. Запах УВ на свежем сколе. Аргиллиты темно-серые до черных, плотные, крепкие, тонко-отмученные с включениями углефицированного растительного детрита. Алевролиты серые плотные кварцево-полевошпатовые на глинистом цементе порового типа с включениями слюды и прослоями углефицированного растительного детрита. Запах УВ на свежем сколе.
Пласт Ю2(2) находится в диапазоне 4210-4236 метров. Неравномерное переслаивание песчаников с аргиллитами, процентным соотношением 60:40. Текстура волнисто-слоистая, линзовидная параллельно-слоистая. Слоистость под углом 85-90° к оси керна. Песчаники серые плотные от мелко до среднезернистых кварцево-полевошпатовый на глинистом цементе порового типа с включениями слюды и углефицированного детрита. Аргиллиты темно-серые до черных плотные крепкие тонко-отмученные, с мощностью слоев от долей мм до 5см. Контакт с нижележащим слоем отчетливый, под углом 90° к оси керна. Пласт с запахом УВ на свежем сколе.
Пласт Ю3 находится в диапазоне 4237-4282 м. Этот интервал характеризуется песчаниками, аргиллитами и алевролитами с разным соотношением прослоев. Плотность светло-серых мелкозернистых кварцево-полевошпатовых песчаников с увеличением глубины увеличивается. Глинистый цемент порового типа меняется на глинистый и карбонатный. Карбонатность и плотность пород увеличиваются к подошве слоя. Далее песчаники становятся серыми мелкозернистыми кварцево-полевошпатовыми слюдистыми, иногда с обильными включениями детрита на плоскостях напластования. Цемент глинистый и известковистый порового типа. На последнем этапе цемент снова становится глинисто-карбонатным. Алевролиты кварцево-полевошпатовые плотные на цементе глинистого порового типа меняется на серые кварцево-полевошпатовые с обилием углефицированного детрита. Цемент становится глинистый и глинисто-карбонатный порового типа. На последних интервалах алевролиты серые кварцево-полевошпатовые с детритом и серые крупно- и мелкозернистые на глинистом цементе. Аргиллиты темно-серые до черных тонкоотмученные плотные крепкие переходят в черные тонкоотмученные средней и низкой плотности и крепости, часто с прослойками черных углей отмечаются стяжения и гнезда пирита.
Пласт Ю4находится в диапазоне 4285-4340 метров. Этот интервал характеризуется переслаиванием алевролитов, песчаников и аргиллитов. Появляются прослои углей. Песчаники серые до темно-серых мелкозернистые слюдистые становятся еще и массивными с включениями слюды и углефицированного детрита. Цемент почти везде глинистый и глинисто-карбонатный порового раствора. Алевролиты серые, иногда темно-серые крупно- и мелкозернистые, часто с обилием углистого детрита, цемент глинистый переходят в алевролиты кварцево-полевошпатовые, цемент глинистый и глинисто-карбонатный порового типа. Аргиллиты тёмно-серые и черные плотные с включениями угля и стяжениями пирита переходят в аргиллиты с маломощными прослоями алевролитов, тёмно-серые алевритистые плотные и, черные с включениями угля, средней плотности.
3.4. Геофизические исследования(ГИС)
Геофизические исследования скважин — комплекс методов разведочной геофизики, используемых для изучения свойств горных пород в около скважинном и межскважинном пространствах. В скважине X был проведен комплекс исследований, для выделения пластов коллекторов и определения фильтрационно-ёмкостных свойств пород. Это:
· Кавернометрия - сужение фактического диаметра скважины по сравнению с номинальным;
· Метод БКЗ (боковых каротажных зондирований) - радиальный градиент сопротивлений;
· Микрозондирование - приращения на микрозондах (превышение показаний микропотенциал зонда над показаниями микроградиент зонда, ;
· БК - боковой каротаж, использующий зондовые установки с фокусировкой тока;
· ИК - индукционный каротаж, позволяющий охватить электрическими исследованиями сухие скважины и скважины, заполненные раствором на нефтяной основе, в которых невозможен электрический каротаж с гальваническим возбуждением поля (КС и БК);
· метод ПС - скважинный вариант метода естественного поля в электроразведке;
· ГК - гамма-каротаж, самый простой из методов РК, заключающийся в регистрации естественного гамма-излучения горных пород;
· ГГК - гамма-гамма-каротаж, имеющий две разновидности, выделяющиеся по решаемым задачам: плотностной (ГОТК) и селективный (СГГК или 2ГТК)
· Спектрометрический гамма-каротаж (СГК) основанный на регистрации гамма-излучения естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ), содержащихся в горных породах. ;
· АК - акустический каротаж - измерение скорости распространения и затухания упругих волн в стенках скважины;
· ВИКИЗ - метод основан на измерении относительных фазовых характеристик высокочастотного электромагнитного поля, создаваемого генераторными катушками и принимаемого измерительными катушками. Достоинством метода высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования является высокое пространственное разрешение, повышающее эффективность исследования маломощных пластов
Также были применены количественные критерии по выделению коллекторов. Выделение коллекторов по количественным критериям основано на использовании количественных параметров, соответствующих границе коллектор - не коллектор:
· Коэффициент проницаемости (Кпр) и соответствующие ему для данного типа коллекторов значения коэффициентов пористости (Кп) и различных параметров глинистости (Сгл, Кгл, Отн.гл)- для продуктивных и водоносных коллекторов.
· Коэффициенты фазовой проницаемости по нефти (Кн_пр) или газу (Кг_пр) и соответствующие им значения коэффициентов нефте- (Кн), газо- (Кг) или водонасыщения (Кв) - для продуктивных коллекторов.
· Геофизические параметры: относительная амплитуда на диаграммах ПС, гамма- метод для продуктивных и водоносных коллекторов, КСп параметр насыщения для продуктивных коллекторов (Рн).
Исследовательская часть
Всем бригадам отправили результаты геофизических исследований в скважине в формате LAS. Этот формат разработан, чтобы сохранять каротажные данные. Полученные материалы мы вывели на планшет в специализированной программе ГеоПоиск (система обработки и интерпретации промысловой геофизической и смежной геологической, петрофизической и сейсмической информации), с целью нахождения пластов коллекторов на основе данных ГИС, а также с целью оценки ФЕС пород-коллекторов.
Члены нашей бригады были достаточно натренированы в работе с «ГеоПоиском», поэтому в выведение кривых не возникло сложностей.
Дата добавления: 2018-08-06; просмотров: 1485; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!