ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Люмінесиентно-бітумінологічніш аналіз

Люмінесцентно-бітумінологічний аналіз грунтується на ви­вченні характеру люмінесценції бітумінозних речовин і нафт, що знаходять­ся в гірських породах, під час просвічування їх ультрафіолетовими проме­нями. Передусім В.Н. Флоровська розробила методику аналізу, яку засто­совують у пошукових і розвідувальних роботах на нафту, а також для ви­вчення розрізів свердловин на наявність бітумів і розчленування та коре­ляції геологічних розрізів за характером бітумів, що містяться в них.

Легше за все знайти бітуми у вапняках, ангідритах і гіпсах, важче — у пісковиках та пісках і особливо важко — у глинах та мергелях. Ліпший ефект люмінесценції досягається у разі дослідження змоченої породи крап­лею хлороформу, поміщеної на свіжий злам породи, або спеціально приго­товленої витяжки у хлороформі. Легкі фракції нафти, які киплять за тем­ператури до 300 °С, а також парафіни не піддаються люмінесценції. Масла дають блакитно-синій колір, смоли — жовто-бурий (у твердому чи рідкому стані) або блакитнувато-жовтий (у розчині), нафтенові кислоти — сірувато-блакитний. Цей метод дає змогу виявити у породі бітуми концентрацією від 0,005 % і вище.

Кореляцію розрізів свердловин за люмінесцентними показниками на­фти слід проводити вкрай обережно, тому що навіть у межах окремого по­кладу люмінесцентна характеристика нафти може істотно змінюватися вна­слідок явищ гравітаційної диференціації нафти всередині покладу та інших процесів.


При вивченні питань, пов'язаних з оцінкою перспектив можливої на­фтогазоносності тієї чи іншої території, дані люмінесцентної характеристи­ки порід можуть бути дуже важливими.

Вивчення маркувальних горизонтів

У розрізах нафтових родовищ часто є маркувальні горизон­ти, знання положення яких полегшує орієнтування геолога в процесі бу­ріння свердловин. Наприклад, у Бакинському районі (Азербайджан) відомі пропластки вулканічного попелу в низах акчагильського ярусу, у родови­щах Західної України — туфітові пропластки у підошві міоценових відкла­дів, у Старогрозненському районі (Чечня, Росія) — мергелі нижнього сар-мату та ін. Вивчення положення маркувальних горизонтів переважно здійс­нюють за даними керна. Частіше їх положення має локальне значення, але в окремих випадках набуває регіонального значення.

У процесі буріння свердловини під час інтерпретації каротажної діа­грами потрібно встановити маркувальний горизонт (електричний репер). Знання його положення в розрізі свердловини дає змогу орієнтувати розріз у просторі в цілому або його окремі інтервали і полегшує з'ясування поло­ження окремих горизонтів. Тому застосування зазначеного методу іноді має суттєве допоміжне значення для вивчення розрізу свердловини.

Визначення пористості

Величина пористості вказує на частку об'єму породи, яка зайнята флюїдовмісними порожнинами.

Види порожнин, що створюють пористість, різні за формою, структу­рою і походженням. Це пори (міжзернові порожнини), каверни і тріщини. Розрізняють міжзернову (гранулярну), тріщинну і кавернозну пористість.

Залежно від літологічного складу породи переважає той чи інший вид пористості. Для теригенних порід (пісковиків, алевролітів, аргілітів) харак­тернішою є міжзернова (гранулярна) пористість, для карбонатних порід (вапняків, доломітів) — тріщинна і кавернозна.

Розвиток тих чи інших видів порожнин залежить від умов формування та метаморфізації гірських порід. За походженням порожнини поділяють на первинні і вторинні.

Порожнини первинного походження утворилися під час формування самої породи. Це порожнини: а) між уламками і зернами, що складають породу; б) між площинами нашарування; в) шо утворилися після розкла-


дання органічних решток; г) пухирчастого характеру в деяких вивержених породах, тощо.

До вторинних порожнин належать: а) пори (каверни) розчинення, що утворилися в результаті розчинної дії циркулюючих у них рідин; б) тріщини, пов'язані з дією тектонічних сил у земній корі; в) тріщини, що утворилися в результаті діагенетичних процесів (перекристалізації, доломітизації та ін.).

Величина пористості в породі змінюється в широких межах:

Порода %

Глинисті сланці (аргіліти) 0,54—1,40

Глини 6,0—50,0

Піски 6,0—52,0

Пісковики 3,5—29,0

Вапняки нафтоносні 2,0—33,0

Доломіти 6,0—33,0

Щільні вапняки і доломіти 0,65—2,5

Загальний розмір порожнин у породі багато в чому залежить від серед­нього діаметра пор і площі їх поперечного перерізу. За розміром пори по­діляють на три групи:

надкапілярні — діаметр понад 0,508 мм, площа поперечного перерізу
понад 0,202 мм2; зазвичай, характерні для порід гравійного типу, рух рідини
відбувається за законами гідравліки;

капілярні — діаметр від 0,508 до 0,0002 мм; рух рідини в капілярних
каналах відбувається під дією капілярних і додаткових сил, що перевищу­
ють сили молекулярного зчеплення на поверхні поділу між зернами породи
і рідиною;

субкапілярні — діаметр менший 0,0002 мм; переважають молекуляр­
но-поверхневі сили, тому рух рідини у природних умовах не відбувається.
Пори такого перетину цілком заповнені зв'язаною водою, тобто водою, яка
не бере участі у фільтрації.

Тріщини за розміром поділяють на мікротріщини (розкритість від 0,01 до 0,1 мм) і макротріщини (розкритість понад 0,1 мм). Пористість тріщинуватих порід — це так звана тріщинна пористість: роль пор відіграють тріщини між блоками щільних порід, а гранулярна пористість, тобто міжзернова, — віді­грає другорядну роль. Тріщинна пористість порід зазвичай складає невелику частку (не більше 10 %) від міжзернової. Це можна пояснити тим, що в плас­тових умовах унаслідок впливу гірського тиску більшість тріщин закривається.

Відповідно до розглянутих вище особливостей пор і тріщин розрізня­ють такі види пористості: загальну (повну, фізичну), відкриту та ефективну.

Під загальною, або повною, пористістю розуміють частку об'єму всіх по­рожнин у породі, незалежно від того, сполучаються вони між собою чи ні; під відкритою пористістю — частку об'єму сполучених порожнин у породі. Ефективна пористість враховує частку об'єму пор, в якій флюїди можуть рухатися.

Для вирішення практичних завдань промислової геології найбільший інтерес становить ефективна пористість, тому що вона характеризує той об'єм пор, в якому можлива фільтрація рідини.


Пористість гірських порід визначають різними способами за допомо­гою певних приладів. Спосіб визначення пористості гірських порід має за­довольняти таким вимогам:

1) застосовність до будь-яких зразків досліджуваних гірських порід;

2) необхідна точність;

3) простота апаратури;

4) швидкість визначення параметра.

Відомо, що нафтовмісні породи відносно механічної міцності сильно відрізняються одна від одної і тому для сильнозцементованих і слабозце-ментованих порід не можна застосовувати один і той самий спосіб дослі­дження їх пористості.

Пористість гірських порід навіть у межах невеликої ділянки їх поши­рення дуже змінюється, тому відомості про пористість пласта можна отри­мати лише після проведення кількох достатньо точних визначень. Різні ви­значення пористості в одному і тому самому зразку звичайно приводять до розбіжності в 1—2 %. Проте важко виявити, коли ця різниця є результатом помилок, а коли вона відбувається через неоднорідність породи. Для отри­мання точних даних слід зробити декілька визначень одного і того самого зразка.

У лабораторних умовах можливо визначати коефіцієнти повної, від­критої та ефективної пористості.

Визначення коефіцієнта повної пористості зцементованих порід.Коефіці­єнтом повної пористості породи називають відношення сумарного об'єму всіх пор певного зразка породи до видимого його об'єму. Найпростішим способом визначення пористості гірських порід є об'ємний.

Прилад — порозиметр, що використовують для цього, складається з градуйованої трубки, яка має на одному кінці камеру А, на іншому — роз­ширення С, притерте до посудини В (рис. 3.35).

У зібраному вигляді об'єм приладу до початку шкали дорівнює об'єму камери А (28 см3). Внутрішній діаметр трубки — 4,5 мм, товщина її стінок — 1,5 мм. Об'єм градуйованої частини трубки 5 см3, довжина — 31,4 см. Ціна поділок шкали 0,02 см3; діаметр отвору склянки 2,4 см. Повна довжина приладу 45,7 см.

Для визначення коефіцієнта повної пористості досліджуваний зразок керна зважують на лабораторному склі, разом з останнім кладуть у термо­стат за температури 150 °С і протягом 3 год висушують. Після зважування зразок знову кладуть у термостат і витримують там ще 2 год.

Якщо після цього маса зразка змінюється, то сушіння його продовжу­ють до отримання сталої маси. Масу зразка слід визначати з точністю до 0,01 г.

Якщо досліджуваний зразок містить нафту, перед просушуванням його потрібно проекстрагувати в апараті Сокслета, згідно з методикою, викладе­ною вище. Після цього зразок розпилюють на дві частини: одну — для ви­значення об'єму породи, іншу — для визначення її скелета.

Зразок, призначений для встановлення об'єму породи, перед вживанням обмітають волосяним пензликом і оглядають. Якщо є зайві опуклості й розпушені частинки, які під час досліду можуть обсипатися, їх видаляють,


Рис. 3.35. Схема устрою порозиметра.

Пояснення у тексті

Рис. 3.36. Вакуум-установка для визначення пористості зразків керна:

7 — бензинова колба; 2 — гасова колба; 3 — приймач Тішенка; 4 — вакуумметр

Рис. 3.37. Пікнометр для визначення пористості та проникності сильнозцементованих кернів

а також згладжують всі гострі кути. Якщо під час сушки в зразку з'явля­ються тріщини, то ці місця викидають і зразок очищають пензликом. Об'­єм готового зразка має становити 3—5 см3.

Потім зразок зважують на техніко-хімічних терезах з точністю 0,01 г і у вакуумі насичують гасом. Для цього зразок кладуть у склянку, останню встановляють у колбу вакуумної установки (рис. 3.36).

Протримавши зразок у вакуумі, його заливають гасом, після чого зно­ву витримують у вакуумі до повного припинення виділення з нього пу­хирців повітря.

Після цього насичений шматок виймають з гасу, кладуть на скло і кілька разів перекладають на сухе місце. Цю операцію повторюють, до­ки на склі не спостерігатимуться сліди гасу і поверхня зразка не стане матовою.

Паралельно з цим у прилад наливають гас і щільно закривають його склянкою. Потім прилад перевертають склянкою вниз і через 5—7 хв роб­лять відлік при прямовисному його положенні.


Після того як з країв склянки гас стече в трубку, стаканчик знімають і насичений гасом шматок зразка, узятий з іншого приладу і висушений, кладуть у склянку.

Потім прилад щільно закривають склянкою, перевертають і роблять дру­гий відлік. Щоб від нагрівання гас не розширявся, рекомендується під час від­ліків прилад брати зігнутим картоном або спеціальним утримувачем (рис. 3.37).

Якщо в зразку спостерігаються пухирці повітря, то потрібно їх видали­ти обертанням приладу в похилому положенні і струшуванням. Відповідно до паспорта приладу в підрахунки вводять необхідні поправки. Різниця між виправленими відліками дорівнює об'єму досліджуваного зразка породи.

Густину у порід визначають за формулою

Визначення коефіцієнта відкритої пористості порід.Коефіцієнтом відкри­тої пористості гірських порід називають відношення сумарного об'єму пор зразка, заповненого рідиною, до видимого його об'єму. Іноді таку порис­тість називають пористістю насичення. Таке найменування є правильні­шим, тому що воно дає поняття лише про ті пори, які заповнені рідиною, що дуже важливо для вивчення нафтоносних колекторів.

Практично вилучити рідину з ізольованих пор за сучасного рівня тех­ніки неможливо. Пористість насичення в лабораторних умовах визначають за методом Преображенського, суть якого полягає у такому.

Узятий для дослідження зразок спочатку зважують на лабораторному склі, маса якого відома, і поміщають у термостат, де сушать протягом З год. Потім зразок охолоджують в ексикаторі, після чого зважують, знову поміщають у термостат, сушать протягом 2 год і знов зважують.

Якщо різниця між першою і другою величиною наважок більша за 0,01 г, то операцію повторюють до отримання сталої маси зразка. У термостаті потрібно тримати сталу температуру не нижче 105 °С.


Якщо зразок насичений нафтою, перед просушуванням його слід ре­тельно проекстрагувати в апараті Сокслета, згідно з відомою методикою.

Просушений зразок обмітають волосяним пензликом, видаляють дріб­ні опуклості та розпушені частинки, всі гострі кути і краї згладжують. За наявності у зразку тріщин ту частину, де вони є, відпилюють і викидають, а решту його частину обережно очищують пензликом. Об'єм готового для дослідження зразка має становити не менше 3—5 см3. Після цих підготов­чих операцій зразок зважують з точністю 0,01 г і насичують гасом за мето­дом, викладеним вище.

© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти