Методы оперативного вивчення геологічного розтину нафтогазових свердловин

Методы оперативного вивчення геологічного розтину нафтогазових скважин

П.П. Мурах, С. Сидорович Отбор і оперативне вивчення бурового шламу і керна — важлива і невід'ємний елемент геолого-технологических досліджень. Застосовуваний нині комплекс досліджень кам’яного матеріалу, до складу якого макроі микроописание порід, карбонатометрию, люминесцентно-битуминологический аналіз, і навіть визначення щільності і пористости порід який завжди дає повну геологічну характеристику разбуриваемого розтину свердловин, особливо в дослідженні сложнопостроенных карбонатних розрізів. У ВНИИнефтепромгеофизике було проведено опытно-методические роботи з оцінки інформативності методів дослідження шламу і керна: електронного парамагнитного резонансу (Епр), термодесорбции і піролізу (ТДП), і окислительно-восстановительного потенціалу (ГВП) [5].

Метод електронного парамагнитного резонансу (Епр) грунтується на поглинанні сверхвысокочастотной енергії змінного поля парамагнитным речовиною, які у сильному постійному магнітному полі. Усі гірські породи, бітуми і в різного рівня мають парамагнетизмом. Форма ЭПР-спектра різна кожному за литотипа гірських порід і нафт окремих пластов.

Как за результатами проведених опытно-методических робіт, метод Епр дозволяє вирішувати такі: виділяти опорні пласти в карбонатних розрізах і проводити кореляцію розрізів свердловин характером ЭПР-спектра; ідентифікувати литотипы порід; виділяти нефтебитумосодержащие пласти в розрізі свердловини; визначати приналежність нафти до пластової чи доданої в промывочную рідина [3].

Выделение опорних пластів методом Епр грунтується на залежності між величиною концентрації іонів двухвалентного марганцю в карбонатних породах та умовами седиментогенеза. Присутність іонів двухвалентного марганцю в породі свідчить про наявність глибоководних фаций, освічених за умов явного нестачі кисню [2]. По концентрації Мn2+, вимірюваною методом Епр, можна судити щодо умов накопичення опадів, а, по аномальним значенням цієї концентрації виділяти опорні пласти в розрізах скважин.

На мал.1 показаний приклад виділення опорних пластів методом ЭПР-спектроскопии по скв.83, 93, 99 Южно-Сергеевского родовища (Башкортостан). Вимірювання проводилися головним чином пробах бурового шламу, які відбирались у процесі буріння через 1 — 3 м проходки. Маса аналізованої навішення становила 0,2 р измельчённой породи. Час аналізу — 5 хв. Усього за трьом свердловин було проаналізоване понад сотні зразків. По аномально-высокой концентрації Мn2+ в розрізах свердловин чітко виділяється аскинско-мендымский обрій, причому найвищі значення концентрацій Мn2+ за всі свердловин відзначаються в покрівлі і підошві горизонта.

.

Рис. 1. Виділення опорних пластів у межах методом Епр, Южно-Сергеевская площадь Аномально-высокие концентрації Мn2+ в зразках гірських порід аскинско-мендымского горизонту були й для дослідження розвідувальної скв.133 Иглинской площі (рис.2).

.

Рис. 2. Рішення геологічних завдань методами Епр і піролізу, вкв. 133, Иглинская площадь Метод ЭПР-спектроскопии дає змогу провадити литологическое розчленовування вскрываемого розтину з урахуванням ідентифікації спектральних характеристик гірських порід різного литологического состава.

Нами встановлено, кожному литотипу порід даної площі притаманний суворо індивідуальний спектр. Маючи базі даних ЭПР-спектров різних порід по досліджуваної площі, можна, з допомогою спеціальних програм, автоматизувати складний і трудомісткий процес побудови фактичної литологической колонки за результатами аналізу зразків керна і проб шламу в процесі буріння скважины.

Выделение нефтенасыщенных і бітумінозних пластів у межах свердловин методом ЭПР-спектроскопии грунтується на появу на спектрограмме ванадію V4+ і вільних стабільних радикалів Rс. Експериментальними дослідженнями встановлено, що парамагнетизм закономірно зростає зі збільшенням змісту не в нафті смолисто-асфальтеновых речовин [1].

Парамагнетизм нафт дає можливість виявляти у процесі буріння нефтенасыщенные породи шляхом аналізу спиртобензольных чи хлороформенных екстрактів зі зразків гірських порід, причому сталість відносини V4+/Rс окремих покладів і пластів дозволяє вирішувати це завдання навіть за умов добавок нафтопродуктів на бурової розчин. Як засвідчили експериментальні дослідження, метод ЭПР-спектроскопии можна використовувати й у оперативного визначення відкритої пористости (Кп) гірських порід. І тому досліджуваний сухий зразок гірської породи насичується парамагнитной рідиною, після чого вимірюється величина сигналу його парамагнетизма (Сп) і з эталонировочному графіку визначається пористість образца.

Метод термодесорбции і піролізу (ТДП) грунтується на программируемом розігріві зразків гірської породи від 30 до 600 °C. У інтервалі температур до 300 °C відбувається нього десорбція вільних вуглеводнів, які входять у склад попутних газів і нафт (вуглеводні метанового низки, ароматні вуглеводні та інших.). У інтервалі температур 300 — 600 °З відбувається власне піроліз, у результаті якого відбувається перетворення органічного речовини (ВВ) в газоподібні вуглеводні, переважно СН4.

Процесс десорбции УВ і піролізу ВВ відбувається у середовищі водню, без доступу кисню. Аналізований зразок гірської породи (шлам чи керн), відібраний у процесі буріння через 1 — 3 м проходки, старанно відмивається від бурового розчину, з допомогою фільтрувальної папери видаляється видима волога, стирається до фракції 0,5 — 0,25 мм береться навішення величиною 100 мг. При дуже високому вмісті УВ чи ВВ в породі навішення може бути зменшена до 50 мг.

Сигнал, реєстрований пламенно-ионизационным детектором термодесорбера-пиролизера, характеризується двома піками: піком P. S, які представляють собою суму двох сигналів Sо і S1, які відповідають вільним вуглеводням — газу і; піком S2, відповідним кількості вуглеводнів, які виникають при піролізі ВВ (залишкового потенціалу нафти). Фіксується також значення максимальної температури (Тmax) піка S2, що є оцінної шкалою визначення породы-источника. Встановлено такі значення Тmax [8]: Тmax < 430 °З — незріла зона; 430 °З < Тmax < 465 °З — нафтова зона; Тmax > 465 °З — газова зона.

По результатам аналізу розраховується показник змісту углеводородов:

Рн = S/(S + S2).

Из цього треба, що нефтегазонасыщенному коллектору відповідають високі значення P. S, а нефтематеринским — високі значення S2, тому значення Рн в інтервалах розвитку колекторів вищі [6]. Розмір загального вуглеводневої потенціалу породи Р є сумою P. S і S2.

Метод ТДВ дозволяє диференціювати розріз на колектори і нефтематеринские породи, і навіть стратифицировать розріз по геохимическим ознаками, коли використання методу литостратиграфии утруднено, або неможливе [7]. Результати досліджень наведено на рис. 2, 3. Докладно результати розглядатимуться при комплексної інтерпретації методів Епр, ТДП, ОВП.

Метод окислительно-восстановительного потенціалу (ГВП) грунтується на здібності хімічних елементів і сполук створювати окислительное чи восстановительное стан середовища .

Обладая високої відновлювальної активністю, вуглеводні нафтового низки характеризуються зниженими значеннями потенціалу Еh, що дозволяє виявляти по цьому принципу нефтенасыщенные породы-коллекторы [4].

При дослідженні зразків гірської породи виробляють виміру початкових (Ehнач) і кінцевих (Ehкон) значень ГВП і розраховується DEh = Ehкон — Ehнач.

Уменьшение величини Ehкон й зміна співвідношення початкових і кінцевих значень Eh (Ehнач < Ehкон) свідчить про розтин потенційного нефтенасыщенного пласта (див. рис.3).

.

Рис. 3. Рішення геологічних завдань методами Епр, ТДП і ГВП, вкв. 83, Южно-Сергеевская площадь В процесі буріння скв.133 Иглинской площі методом ТДП виявлено два інтервалу слабонефтенасыщенных колекторів в турнейских осадах i один інтервал бітумінозних гірських порід доманикового віку. Перший інтервал (2118 — 2120 м) представлений вапняками коричневато-серыми, кристалічними, неравномерно-пористыми, з вкрапленнями нафти. Інтервал характеризується підвищеними значеннями вільних вуглеводнів — P. S, низькими значеннями залишкового потенціалу S2 і високими значеннями показника змісту вуглеводнів Рн (до 0,9).

Второй інтервал (2156 — 2161 м) представлений вапняками тёмно-серыми, кристалічними, щільними, міцними, доломитизированными, з включеннями кальцита, ділянками слабопористыми, із ароматом нафтового газу. Цей інтервал, як попередній, характеризується аналогічними геохімічними параметрами, високими значеннями P. S і Рн, низькими значеннями S2 і Тmax.

Битуминозные породи виділено в інтервалі 2400 — 2432 м. Вони представлені чергуванням вапняків від тёмно-серых до чорних, глинистих, битуминизированных, з аргиллитами тёмно-серыми до чорного, сланцеватыми, битуминозными. Інтервал характеризується підвищеними значеннями вільних вуглеводнів P. S і залишкового потенціалу нафти S2. Показник вмісту вуглеводнів Рн характеризується середніми значеннями (0,5 — 0.6). Температура піролізу Тmax невисока, що свідчить про потенційному наявності породи — джерела нефти.

Интервалы, виділені процесі буріння методом ТДП, досить чітко виділяються методом Епр. Інтервали характеризуються зростанням кількості парамагнитных центрів (КПЦ) у кілька разів щодо фонових значень. На рис. 2 видно, що з проходженні доманиковых відкладень, що характеризуються підвищеної битуминозностью вапняків, кількість парамагнитных центрів (КПЦ) зростає у 8 — 12 раз. Аналогічної позитивної аномалією парамагнетизма виділяються карбонатні битуминозные доманиковые відкладення і з вкв. 83 Южно-Сергеевской площі (інтервал 2224 — 2250 м, див. рис.3). Інтервал представлений вапняками тёмно-серыми до чорного, глинистыми, битуминизированными, з прослоями аргиллита тёмно-серого, сланцеватого, битуминозного. Інтервал також чітко було виділено методами ТДП і ГВП. У розрізі тієї ж свердловини комплексу методів ЭПР-спектроскопии, термодесорбции і піролізу ТДП і ГВП виділено нефтенасыщенный пласт в песчаниках кыновско-пашийского горизонта.

Опробование методів Епр, ТДП і ГВП проводилося на розвідувальних площах Башкортостану, Прикаспия, Туркменії і показав їх високу ефективність, особливо для дослідження карбонатних колекторів складного строения.

Комплекс запропонованих методів позволяет:

установить наявність і кількість органічних речовин, у гірської породі;

оценить ступінь зрілості ВВ;

выявить наявність і побачити кількість вільних вуглеводнів;

определять тип нефтенакопления: материнська порода чи колектор і характеру насичення пласта-коллектора;

проводить кореляцію розрізів свердловин;

получать інформацію про зміни геохімічних фаций;

локализовать інтервали колекторів і нефтематеринских порід;

выделять опорні пласти в карбонатних розрізах;

осуществлять литологическое розчленовування розтину;

определять пористість гірських порід;

осуществлять вибір інтервалів проведення більш детальних робіт;

корректировать інтервали відбору керна та політичні випробування пластів.

Важным перевагою методів Епр, ТДП і ГВП, проти застосовуваними, і те, що є інструментальними методами. Це дозволяє підвищити достовірність одержуваної інформації та проводити її обробку за програмам з допомогою комп’ютера, тобто з’являється можливість автоматизувати і комп’ютеризувати процес проведення аналізів і інтерпретації їх результатів із видачею геологічної інформацією будь-якому, зручному задля її подальшого використання виде.

Список литературы

Арбузов В.М., Жувагин І.Г. «Застосування елементного аналізу та ЭПР-спектроскопии видобутих нафт контролю за розробкою родовищ», Нафтова господарство, 1985, № 5, з. 56−59.

Барташевич О.В. «Нефтегазопоисковая битуминология», М.:Недра, 1984, 244 з.

Муравьёв В.П., Букін І.І. та інших. «Вивчення геологічного розтину у процесі буріння свердловин методом ЭПР-спектроскопии». Тр. ВНИИнефтепромгеофизики, Уфа, 1989, вип. 19, з. 28 — 35.

Муравьев В.П., Сидорович С. «Вивчення окислительно-восстановительного потенціалу гірських порід у процесі буріння з єдиною метою виділення нефтенасыщенных колекторів». НТИС «Нафтогазова геологія, геофізика і буріння», М., 1985, вип. 12, із 18-ї - 20.

Муравьёв В.П., Сидорович С. «Нові методи дослідження бурового шламу і керна в процесі буріння пошукових і розвідувальні свердловини не на нафту та газу». Тези доповідей Міжнародного симпозіуму «Нові високі інформаційні технології для нафтогазової промышлености», Уфа, 1999 р., с. 66.

Сидорович С. «Використання методу піролізу гірських порід під час проведення геолого-технологических досліджень», Тр. ВНИИнефтепромгеофизики, Уфа, 1989, вип. 19, з. 22−28.

Сидорович С. «Застосування пиролитического методу вивчення гірських порід під час проведення геолого-технологических досліджень». Тези доповідей обласної науково-практичній конференції «Стан і геолого-геофізичних і технологічних досліджень, які у процесі буріння свердловин». — Тюмень, 1987. — З. 28.

Тиссо Б., Вельте Д. Освіта і розповсюдження нафти. — перекл. з анг. — М.: Світ, 1981, 501 з.