Геохимические методы исследования скважин

Геохимические методы исследования скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

Введение 3

1. Физико-химические  основы и методика геохимических  методов 3

1.1 Газовый  метод 3

1.1.1 Газометрия во время бурения 3

1.1.2. Газометрия после бурения 6

1.2 Люминесцентно-битуминологический  метод 7

1.3. Метод избирательных  электродов. 8

1.4. Гидрогеохимический  каротаж (ГГХК) 9

2. Применение  геохимических методов 9

2.1. Газовый  метод 9

2.2. Люминесцентно-битуминологический  метод 10

2.3. Гидрогеохимический  каротаж 12

Список литературы 14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Двадцатое столетие характеризовалось  бурным развитием геохимии нефти  и газа. Особенно широко геохимические  исследования нефти и газа, рассеянного  органического вещества (ОВ) современных  и ископаемых осадков нефтегазоносных  бассейнов внедрялись в практику нефтегазопоисковых работ, начиная, с 40-х – 50-х годов. Геохимические методы позволяют более достоверно прогнозировать перспективы нефтегазоносности крупных территорий, разработать количественные методы прогноза нефтегазоносности, давать раздельную оценку перспектив нефте- и газоносности нефтегазоносных бассейнов. Комплекс геологических и геофизических методов поисков нефти и газа на базе «антиклинальной» теории решает задачу поисков нефтегазоносных структур. Следует отметить, что не все структуры, выявляемые геофизическими методами, впоследствии подтверждаются глубоким бурением. И далеко не все подтвержденные глубоким бурением структуры нефтегазоносны. Это вынуждает совершенствовать методику, изыскивать более эффективные модификации методов, повышающие результативность поисков. Задачей геохимических методов являются поиски не ловушек, а месторождений нефти и газа. Таким образом на данный момент геохимические исследования (геохимический каротаж) являются одним из эффективных методов изучения разрезов скважин.

К геохимическим методам, получившим развитие при изучении разрезов скважин, следует отнести газовый, люминесцентно-битуминологический, метод  избирательных электродов и гидрогеохимический каротаж.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Физико-химические  основы и методика геохимических  методов

 

1.1 Газовый  метод 

Газовый каротаж — метод  измерения, позволяющий определить количество углеводородных газов, поступающих  в глинистый раствор при бурении  скважины.

Результаты газового каротажа позволяют выделить газонасыщенные пласты. Идея метода была выдвинута М. В. Абрамовичем, а его первоначальная разработка произведена М. И. Бальзамовым и В. А. Соколовым [7].

1.1.1 Газометрия во время бурения

Углеводородные газы нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений  имеют различный качественный и  количественный состав. Так газы нефтяных месторождений содержат до 50 - 60 % метана и до 40 50 % тяжелых углеводородов -  этана, пропана, бутана и парообразных углеводородов - пентана, гексана и др. В газовых месторождениях тяжелых углеводородов немного (не более 2—3%), в то время как количество метана достигает 97—98%. Более высокая концентрация тяжёлых углеводородов свойственна конденсатным залежам. В составе пластовых газов встречаются также сероводород, углекислый газ, азот, водород и другие газы. Пластовые воды тоже содержат растворенные газы. Газонасыщенность поземных вод нефтегазоносных провинций колеблется от 0,5 до 5 м3/м3. Основными газовыми   компонентами, растворенными в воде, являются азот и метан, в небольших количествах отмечается кислород, аргон, гелий, сероводород, этан, пропан и другие гомологи метана. В некоторых районах (Кавказ) в Пластовых йодах преобладает углекислый газ.

В водах, контактирующих с  залежами нефти и газа, преобладают  углеводороды, причем, вблизи нефтяных месторождений заметно увеличение количества тяжелых углеводородов. Иногда состав газовой смеси, растворенной в пластовой воде, мало отличается от компонентного состава газа, выделяющегося  из нефтеносных и газоносных пластов, контактирующих с водоносными.

Углеводородные газы в  горных породах могут находиться в свободном и растворенном состоянии, в виде конденсата в водах и  нефтях, я также в сорбированном состоянии.

Свободные и растворенные и воде углеводородные газы по составу (при прочих равных условиях) различаются  незначительно, поскольку коэффициенты растворимости углеводородов в  поде близки. В нефти лучше растворяются тяжелые газообразные углеводороды, благодаря чему растворенный в нефти  газ обогащен ими больше, чем свободный.

Сорбированный газ по составу  заметно отличается от свободного и  растворенного газов. Он обогащен тяжелыми компонентами углеводородных газов, обладающими  самыми высокими коэффициентами адсорбции, возрастающими пропорционально  увеличению молекулярной массы углеводородов (метан, этап, пропан, бутан и т. д.). Горные породы имеют разные сорбционные  свойства по отношению к углеводородам. Например, глинами углеводороды сорбируются  интенсивнее, чем песчаниками. Глинистые  частицы промывочной жидкости практически  не сорбируют углеводородных газов, так как углеводороды не в состоянии  вытеснить с поверхности глинистых  частиц прочно связанную воду. В  процессе бурения скважин газ, нефть  и вода, содержащаяся в пласте, могут  поступать в промывочную жидкость различными путями: благодаря механическому переходу флюида в раствор из выбуренной долотом породы, посредством фильтрационных и диффузионных процессов. Основное газообогащение промывочной жидкости происходит в процессе механического перемещения флюида из объема выбуриваемой породы.

При бурении коллекторов  вследствие некоторого перепада пиления  между промывочной жидкостью  и пластом создаются условия  для проникновения в пласт  фильтрата этой жидкости и происходит заметное оттеснение пластового флюида из коллектора, особенно при наличии з нем крупных пор, трещин и каверн, а также при плохом качестве промывочной жидкости большой водоотдаче). Это явление опережающей фильтрации (или инфильтрации) может привести к искажению данных о газосодержании разбуриваемого пласта, которое необходимо учитывать при интерпретации результатов газометрии скважин в процессе бурения.

Газ, нефть и конденсат, попавшие в процессе бурения в  промывочную жидкость, размешиваются  в пей и транспортируются по скважине от забоя до земной поверхности. На пути следования постепенно снижаются давление и температура жидкости, вследствие чего происходят фазовые превращения газа.

Свободный газ, попав из пласта в промывочную жидкость, постепенно частично или полностью растворяется в ней. Жидкий газоконденсат по мере движения вверх по стволу скважины переходит в газообразное состояние. Газ, образовавшийся из газоконденсата, может частично или полностью растворяться и промывочной жидкости и транспортироваться на земную поверхность в свободном в растворенном состоянии. Аналогичные явления происходят и с нефтью, если имеющийся и ней газ находится лишь в растворенном состоянии. В отличие от конденсата, который весь переходит в газообразное состояние, из нефти выделяется лишь растворенный газ и частично - наиболее легко кипящие жидкие углеводороды.

Растворенный пластовой  воде газ, в незначительном количестве попавший в промывочную жидкость, при транспортировке на земную поверхность  находится, как правило, в том  же растворенном состоянии. При высоком газосодержании пластовой воды газ частично может дойти до поверхности в свободном состоянии и растворенном в промывочной жидкости и нефти, в растворенном и адсорбированном состоянии в шламе и керне.

При подъеме углеводородного  газа с забоя на земную поверхность  первичный его состав, а следовательно, и компонентное соотношение не изменяются, что очень важно при прогнозировании тина залежи [1].

Таким образом, газометрия скважин в процессе бурения основа на том, что находящиеся в газоносных, нефтегазоносных и нефтеносных пластах углеводородные газы при разбуривании пластов переходят в промывочную жидкость и создают в ней зоны повышенной газонасыщенности. Эти зоны при проведении суммарного газового анализа по стволу скважины в процессе бурения отмечаются аномалиями на кривой суммарных газопоказапий ГСУМ и характеризуют пересечение газосодержащих пластов скважиной. Компонентный состав газа определяет тип залежи (газовая, нефтяная, обводненная).

Для проведения работ применяются  газокаротажные станции — автомашины, в которых располагаются газоанализаторы, позволяющие анализировать газ, поступающий из дегазатора, определять присутствие нефти в буровом  растворе и другие. Результаты, полученные при помощи газоанализатора, автоматически  регистрируются в компьютере [8]. Учитывая скорость проходки скважины и её глубину, вносятся поправки, позволяющие более точно определить местоположение залежей нефти и газа по разрезу скважины. Для отбора газа из циркулирующего по скважине глинистого раствора применяют дегазаторы (рис. 1). Содержание газа определяют газоанализатором путем извлечения газа и определения его количества. При бурении скважин с отбором керна газовый каротаж может быть проведен и по кернам.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.2. Газометрия после бурения

Газовый каротаж после  бурения проводится при возобновлении  циркуляции промывочной жидкости после  простоя скважины (спуско-подъемных операций, ремонтных и других работ). О газонасыщенности пластов при этом судят по содержанию в промывочной жидкости (глинистом растворе) углеводородных газов, поступающих из пласта в скважину в результате их фильтрации и диффузии. Этот процесс диффузии имеет место при технически правильном бурении скважины (давление столба промывочной жидкости превышает пластовое). В этом случае фронт диффузии, прежде чем попасть в скважину, преодолевает зону проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт и глинистую корку. Интенсивность диффузионного потока возрастает по мере увеличения перепад концентрации и растворимости газов в нефти и воде. Физически свойства промывочной жидкости (вязкость и плотность) не оказывают существенного влияния на диффузионное поступление газа из пласта в раствор.

Существенной задачей  при проведении газового каротажа после  бурения является выбор оптимального времени перерыва циркуляции промывочной  жидкости, необходимого для заметного ее газообогащения. Недостаточный перерыв циркуляции раствора приводит к пропуску залежи, а слишком большой — к значительному его распространению по стволу и затруднению локализации залежи. Проведенные расчеты, подтвержденные практикой, показали, что перерывы в циркуляции промывочной жидкости, вызванные спуско-подъемиыми операциями и другими, связанными с процессом бурения, в большинстве случаев достаточны, чтобы газообогащение раствора достигло величин, определяемых при газовом к гаже после бурения. Оптимальное время перерыва циркуляции промывочной жидкости колеблется в основном от 3 до 20 ч.

При газовом каротаже после  бурения проводится непрерывная  регистрация газосодержания струи промывочной жидкости в течение времени, достаточного для выхода двукратного объема этой жидкости с исследуемой глубины до земной поверхности. После бурения изучение суммарного содержания углеводородных газов ГСУМ производят как в глинистом растворе, заполняющем затрубное пространство, так и находящемся внутри бурильных труб. Газовая аномалия на кривой ГСУМ, соответствующая измерению внутри труб, повторяет (в перевернутом виде) конфигурацию то же аномалии на кривой, полученной в затрубном пространстве, она размещена ниже ее по глубине и характеризуется меньшими показаниями. Измерением двух кривых ГСУМ (в затрубном и внутритрубном пространствах) уточняют привязку газовых аномалий к глубинам и контролируют качество работ.

В период прекращения циркуляции глинистый раствор в результате диффузии обогащается газом в  непосредственной близости от газоотдающего пласта. При погружении бурильных труб происходит вытеснение части глинистого раствора, что собой соответствующие перемещения вверх по скважине аномальной газовой зоны.

.Для определения истинной  глубины размещения аномальных  газопоказаний (до начала спуска бурильных труб) пользуются выражением:

Ни=На+Нк-На*VкVo,

где На — глубина аномальных газопоказаний, зафиксированная на кривой после спуска колонны (в м); Нк — глубина спущенной бурильной колонны к началу циркуляции (в м); Vо — объем 1 м открытого ствола скважины (в л); Vк — объем жидкости (в л), вытесняемой собственно колонной бурильных труб длиною 1 м.

С.помощью газового каротажа после бурения решаются те же Удачи, что и при газовом каротаже в процессе бурения с одной и той же степенью достоверности. Однако газовый каротаж после бурения обладает большей оперативностью, один отряд может обслужить значительное число скважин, что снижает стоимость работ этого вида каротажа [3].

 

1.2 Люминесцентно-битуминологический метод

Люминесцентно-битуминологический анализ ЛБА шлама - это единственный индикатор наличия нефти в вскрытых бурением породах [4]. Он основан на способности нефтей и битумов люминесцировать (светиться) под воздействием ультрафиолетовых лучей. Цвет люминесценции битума определяется главным образом содержанием масляного и смоляного компонентов, люминесцирующих соответственно голубоватым и желто-бурым цветами. Легкие нефти люминесцируют синевато-серым и бледно-желтым, нефть среднего удельного веса - темно-желтым и желтовато-коричневым, тяжелые (окислившиеся) нефти - буровато-коричневыми цветами [1].

Широко используемый в  ГТИ вариант ЛБА - "метод пятна" является его простейшей разновидностью. В этом методе проба размельченного в ступе шлама насыпается в  виде конуса на лист фильтровальной бумаги и смачивается растворителем. В  результате, содержащийся в измельченной горной породе битумоид образует на бумаге пятно, являющееся объектом исследования. По форме пятна судят о количестве битумоидов, а по цвету о их качественном составе. При таком способе формирования объекта исследований невозможно говорить о какой-либо нормализации этого процесса, а следовательно, о сопоставимости результатов исследований и возможности каких-либо обобщений. Более того, оценка объекта исследований производится визуально, поэтому результаты исследований в какой-то мере субъективны [4].

Данный метод обладает высокой чувствительностью. Он позволяет  выявлять в промывочной жидкости малые количества нефти (1,01—0,005 %) [1]. Для повышения чувствительности и получения более надежных данных разработан усовершенствованный вариант  метода капиллярно-люминесцентного  анализа горных пород. Этот анализ используется в компьютеризированном комплексе  ГЕОТЕК для сбора и обработки  данных о процессе бурения. Объектом исследования является капиллярная  вытяжка, полученная следующим образом. Навеска измельченной пробы горной породы помещается в специальный  стаканчик и заливается растворителем (чаще всего хлороформ). Содержащаяся в пробе породы нефть вымывается из навески растворителем. В образовавшийся раствор вертикально устанавливается  полоска предварительно подготовленной фильтровальной бумаги определенных размеров. В процессе подъема нефти по капиллярам бумаги происходит ее разделение (более  легкие компоненты опережают более  тяжелые), и на фильтровальной бумаге после испарения растворителя остается изображение, состоящее в ультрафиолетовом свете из ряда цветных полос. Цвет каждой полосы характеризует тип  битумоида, а параметры люминесценции - его количество. Люминесценция битумоидов после цифрового оптического преобразования наблюдается на дисплее. Оператор выбирает наиболее информативную часть изображения, которая затем подвергается анализу. Для количественных определений необходимо установить границы цветных полос, соответствующие подъему различных битумоидов по капиллярам, что визуально очень сложно ввиду наличия на изображении не четких границ, а зон изменения цветов .