Геохимические методы исследования скважин

Яркость свечения сначала  интенсивно возрастает пропорционально  содержанию битумов в породе, затем  становится менее интенсивной, а  при содержании битумов более 0,1 % уменьшается (рис. 2) [1].

Люминесцентно-битуминологический анализ проводят с помощью люминоскопа, входящего в комплект газометрических станций.

 

1.3. Метод  избирательных электродов.

Основой метода избирательных  электродов является характерный ионный состав пластовых вод, сопутствующих  некоторым полезным ископаемым. Так, пластовые воды нефтяных месторождений  отличаются высокой концентрацией  ионов хлора С1- и относительно низким содержанием ионов водорода Н+. Такая диспропорция в содержании ионов хлора и водорода оказывает соответствующее влияние на концентрацию их в промывочной жидкости, поэтому по ионному составу последней можно судить о наличии полезных ископаемых в пробуренных породах.

При исследовании разрезов скважин  методом избирательных электродов, применяется скважинная установка, в которой качестве детекторов используются избирательный электрод (сурьмяный - для Н+ хлорсеребряный — для  С1- и сульфатно-свинцовый—для ионов SOi2-) и электрод сравнения (каломелевый электрод). Разность потенциалов между избирательным и электродом и электродом сравнения усиливается и подается по кабелю на поверхность, где регистрируется наземной избирательной аппаратурой. Замеренная разность потенциалов с известным избирательным электродом указывает на наличие и концентрацию определенных ионов и промывочной жидкости, а следовательно, и пластовых водах, и тем самым отражает присутствие полезных ископаемых в пройденных скважиной породах.

Однако полностью методика скважинных измерений и интерпретация  данных метода избирательных электродов не разработана [1].

1.4. Гидрогеохимический  каротаж (ГГХК)

Новый метод исследования скважин, основанный на электрохимических  методах анализа состава флюида и позволяющий решать разнообразные  задачи научно-исследовательского и  производственно-технологического характера, как в процессе разведки, так и  в процессе разработки месторождений

ГГХК основан на применении потенциометрии, то есть на измерении  разностей потенциалов между  электродами, погруженными в жидкость. С точки зрения наличия (или отсутствия) избирательной реакции потенциала электрода на концентрацию определенного  типа ионов различают ионоселективные  электроды (ИСЭ) и неселективные. При  использовании ИСЭ измеряется разность потенциалов между ИСЭ и электродом сравнения (ЭС), причем ЭС может быть общим для нескольких ИСЭ. В практике ГГХК нефтяных скважин наиболее часто  применяются ИСЭ, измеряющие активности ионов водорода (рН), ионов хлора (рСl), а также ионов натрия (pNa).

Важным элементом в  потенциометрии является электрод сравнения (ЭС). В скважинной аппаратуре в качестве такого электрода используется хлорсеребряный ЭС. Это неполяризующийся излучающий электрод, обеспечивающий точность и стабильность каналов потенциометрии в реальных условиях ГГХК. Кроме того, ЭС - это неселективный электрод, потенциал которого не зависит от концентраций отдельных ионов, но зависит от электрических потенциалов в жидкости, что открывает возможности его использования для исследований электрических полей в скважинах .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Применение  геохимических методов

2.1. Газовый  метод 

На практике газовый метод  включается в комплекс геофизических  методов и применяется в опорных, параметрических и поисковых  скважинах.

Интерпретация данных газометрии скважин в процессе бурения предусматривает: 1) выявление в изучаемом разрезе залежей нефти и газа и определение глубины залегания пластов; 2) определение характера залежи (газовая, нефтяная, обводненная); 3) оценку кажущейся газонасыщенности исследуемых отложений.

Эффективность газометрии скважин при выделении продуктивных горизонтов при поисковых работах на нефть и газ составляет 75—80 %.

Газометрия применяется также при разведке угольных месторождений. Основная задача газометрии при разведке угольных месторождений — определение концентрации метана, который является взрывоопасным газом, что необходимо учитывать при строительстве и работе угледобывающих шахт. В комплекс газометрических исследований при разведке угольных месторождений входят: 1) регистрация кривой суммарных газопоказаний с помощью газометрической станции: 2) периодическое определение газонасыщенностн промывочной жидкости на входе и выходе путем отбора отдельных ее проб и их термовакуумпой дегазации; 3) определение остаточного газосодержания керна и шлама путем отбора проб угля и вмещающих пород, подня¬тых на поверхность, и их термовакуумной дегазации. Кроме того, научаются керн для установления границ между различными литологическими слоями и трещиноватость пород.

В связи с интенсивной  добычей коксующихся углей на больших глубинах (700—800 м и более), где газы мало изучены, к определению  газонясыщениости угольных пластов надо подходить строго. Газометрнческие методы здесь могут оказать существенную помощь [1].

С помощью газоанализаторов, имеющих чувствительность 10-5…10-6 %, фиксируется повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью.

Недостаток метода заключается  в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет наклонного залегания покрывающих  пластов, например) или же быть связана  с непромышленными залежами.

Данные газометрии скважин после бурения используются для выявления залежей нефти и газа, определения их характера и глубины залегания.

О наличии (отсутствии) углеводородной залижи, в исследуемом разрезе, судят  по насыщенности промывочной жидкости углеводородными газами. Для получения  падежных результатов необходимо знать  оптимальное время перерыва в  циркуляции промывочной жидкости. Так  как продолжительность простоев скважин бывает самой различной, то, проведя в этих условиях многократные наблюдения за газосодержаиисм промывочной жидкости и сопоставив времена простоев, определяют наиболее оптимальное время простоя. Общая эффективность этих работ при решении поисковых задач примерно 80 %.

Характер углеводородной залежи, как и при газометрии скважин в процессе бурения, устанавливают по результатам анализа состава углеводородного газа. При этом необходимо учитывать данные электрометрических, радиометрических и других методов исследования скважин .

 

2.2. Люминесцентно-битуминологический  метод

Результаты люминесцентно-битуминологического  анализа представляют в виде диаграмм, на которых черточками, перпендикулярными  к оси глубин, наносят (в заранее  выбранном масштабе) концентрации битумов  в процентах или долях процента, определенные по образцам пород или  глинистого раствора, полученных с  этих глубин. Черточки целесообразно  наносить, используя различную условную пунктуацию, а в иллюстративных диаграммах — различный цвет, соответствующий  наиболее характерному сечению: голубой, зеленый, темно-желтый, коричневый.

Геологическая интерпретация  данных люминесцентного анализа  сводится к выделению зон с  повышенным содержанием битумов  и установлению вероятной промышленной нефтеносности изучаемого объекта  на основании комплексного анализа  данных газометрии и других геофизических методов [2].

При интерпретации данных люминесцентного анализа могут  возникнуть погрешности, обусловленные:

   1) люминесценцией  скелета породы; многие минералы (например, урановые минералы, натечные  формы кальцита) имеют спектр  люминесценции, близкий к спектру  люминесценции некоторых битумов,  они отличаются от битуминозных  пород отсутствием люминесценции  вытяжки;

   2) люминесценцией  нефтей и нефтепродуктов, добавленных в раствор или поступающих из верхних пластов разреза; в тех случаях, когда загрязнение раствора нефтью и смазочными маслами неизбежно, следует знать характер их люминесценции;

   3) различной интенсивностью  свечения ненарушенного образца  и образца, растертого в порошок;  поэтому образцы керна и шлама  перед просмотром однообразно  растирают в тонкий порошок  [2].

По данным люминесцентно-битуминологического  анализа можно определить качественное и в какой-то степени количественное содержание битумов в промывочной  жидкости, шламе, керне, а следовательно, получить представление о нефтеносности пробуренных пород [1].

Модифицированный люминесцентно-битуминологический метод обладает следующими возможности:

   * получение новой  дополнительной геолого-геохимической  информации о битумонасыщенности вскрываемых отложений в процессе бурения;

   * выделение зон  в разрезе, где практически  полностью отсутствуют жидкие  легкие миграционные углеводороды (ПБА), что свидетельствует об  отсутствии их генерации (рис. 3, а);

   * выделение верхней  границы зоны начала генерации  жидких углеводородов (рис. 3, б,  в, г);

   * ограничение интервала  залегания нефтесодержащих отложений  (рис. 3, б);

   * выделение залежи  в разрезе до проведения испытаний  (рис. 3, б, в, г);

   * оценка среднего  относительного количественного  содержания жидких углеводородов  в литофациальных комплексах в разрезах пробуренных скважин и их сравнение по различным площадям;

   * сравнение битумонасыщенности литофациальных комплексов, выделенных на одной площади (рис. 4);

   * использование геохимической  информации при воссоздании геологической  модели развития изучаемой территории [5].

В последнее время выявилась  еще одна область применения модифицированного  люминесцентно-битуминологического  метода - выделение диффузионного  и эффузионного потоков углеводородов от залежи и их влияние на ее сохранность. Как следствие них процессов - оценка степени проницаемости флюидоупоров над залежью.  Исследования закономерностей распределения группового состава битуминозных компонентов в разрезах показали, что положение верхней границы генерации залежи УВ меняется и очень широких пределах (от 2660 м на северном борту Западно-Кубанского Прогиба до 3135 м в его центральной части). Глубина залегания этой границы зависит от 3 основных факторов: геотермического градиента или величины теплового потока, литологической характеристики пород и соотношения алиновой и арконовой составляющих в органическом веществе [5].

Также сопоставление изменение  среднего содержания миграционных УВ в разрезах скважин на одной площади  позволяет выявить зону ухудшения  качества флюидоупоров (рис. 4).

Таким образом применение модифицированного люминесцентно-битуминологического метода для выявления битумонасыщенности вскрытых разрезов в процессе бурения скважин позволяет выделить зоны эффузионного потока жидких миграционных углеводородов от залежи, зоны разгрузки или, другими словами, объяснить одну из причин отсутствия на данной площади промышленной залежи.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3. Гидрогеохимический  каротаж

Исследования, выполняемые  с помощью ГГХК при разведке, мо¬гут включать решение следующих задач:

   * изучение ионного  состава воды в процессе опробования  скважин;

   * идентификацию и  оценку корреляции вод различных  горизонтов с помощью выбранных  индикаторов;

   * обнаружение аварийного  притока воды в скважине, определение  места поступления вод в скважину.

В число задач, решаемых с  помощью ГГХК в процессе разработки месторождений, также входят:

   * изучение изменений  химического состава вод в  процессе разработки;

   * оценка гидродинамической  связи Ластов;

   * управление процессом  закачки воды в пласт с целью  увеличения нефтедобычи;

   * контроль за процессом кислотной обработки скважин и качеством промывки после кислотной обработки;

   * контроль технического  состояния скважин (обнаружение  негерметичности труб и участков их интенсивной коррозии, оптимизация ремонтных и профилактических работ) [6].

Экспериментальные исследования, проведенные на многих месторождениях, показали, что имеется практически  линейна я взаимосвязь между  концентрациями ионов натрия и хлора, что, позволяет использовать натриевый  ИСЭ для косвенного определения  концентрации хлоридов непосредственно  в скважине [6].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

   1. Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С.  Общин курс геофизических исследований  скважин.— Учебник для вузов.  Изд. 2-е, перераб.— М.; Недра, 1984.— 432 с.;

   2. Дахнов В. Н.  Интерпретация результатов геофизических  исследований разрезов скважин.  Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М., Недра, 1982. — 448 с.;

   3. Итенберг С. С., Дахкильгов Т. Д. Геофизические исследования в скважинах. М., Недра, 1982. — 351 с.;

   4. Конев С. Н., Давыдов  В. В., Борисов В. В. Усовершентсвованный вариант люминесцентно-битуминологического анализа горных пород. Научно-технический вестник Каротажник — 42 – 45 сс. Гл. редактор Пятецкий Е.М. Выпуск №90 — Тверь; изд. «АИС», 2002. — 134 с.;

   5. Микерина Т. Б., Коноплев М. Ю. Оценка флюидоупорных свойств покрышек над залежами углеводородов по данным модифицированного люминесцентно-битуминологического метода. Научно-технический вестник Каротажник. — 37 – 45 сс. Гл. редактор Березовский Н. С. Выпуск №169 — Тверь; изд. «АИС», 2008 — 174 с.;

  6. Купер В. Я., Рубцов  М. Г., Хозинский Е. Ф. Применение гидрогеохимического каротажа при исследованиях нефтяных скважин. Научно-технический вестник Каротажник. — 116 – 125 сс. Гл. редактор Березовский Н. С. Выпуск №166 — Тверь; изд. «АИС», 2007 — 198 с.;