Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение профессионального образования
реклама
Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение профессионального образования Томский политехнический университет Институт геологии и нефтегазового дела Кафедра геологии и разработки нефтяных месторождений Автор: к. г.-м. н., доцент каф. ГРНМ Н.М. Недоливко Признаки нефтенасыщения в керне Особое внимание при макроскопическом просмотре керна надо сосредоточить на выявлении нефтегазопроявлений и битуминозности пород. Признаки нефти и газа в керне должны быть предварительно изучены у буровой на свежих образцах и поверхностях излома, зафиксированы в журнале первичного описания керна, а затем более детально исследованы в геологическом отделе и в лаборатории. Признаки нефтенасыщения в керне При бурении скважин и подъеме керна нефтепроявления могут заключаться: выходе жидкой нефти на поверхность подъеме нефтесодержащих пород примазках нефти по трещинам тонких пленках на воде Жидкая нефть • Легко узнается по ряду признаков, хорошо известных каждому геологу-нефтянику. Задачей геологов является тщательное выяснение и детальное описание геологических условий, в которых находится обнаруженный выход, а также отбор проб нефти и сопровождающих нефть флюидов (т. е. подвижных веществ – газообразных и жидких). Нефть может вытекать непосредственно из коренных пород, из наносов; может скапливаться в виде плёнок на поверхности воды более или менее далеко от места выхода нефтеносных пород на дневную поверхность и т.д. Примазки нефти по трещинам • При изучении керна иногда можно наблюдать налеты и примазки нефтяных компонентов на стенках трещин. • Обычно они темноокрашенные, так как представляют собой остаточные, окисленные компоненты мигрировавших через породу нефтяных флюидов: асфальтеновых и смолисто-асфальтеновых фракций. • Легкие и средние компоненты (бесцветные и светлоокрашенные) даже при интенсивном нефтяном запахе породы остаются невидимыми. Внешние признаки наличия углеводородов в керне характерный запах капли нефти (выпоты) на поверхности керна примазки, пленки битума изменение цвета (до бурых тонов) В свежевынесенном газонанасыщенном керне запах улавливается без нарушения сплошности керновой колонки. С течением времени поверхностные поры породы дегазируются естественным путем, и для определения газонасыщенности необходимо расколоть керн молотком, образовав свежий излом. Нефтенасыщенный керн сохраняет запах в течение нескольких лет. Нефтепризнаки могут проявляться не сразу после подъема керна, а спустя некоторое время. Породы, поднятые с больших глубин, могут сразу не проявлять внешних признаков нефтеносности. После того, как керн некоторое время пролежит на поверхности, породы частично разрушатся вследствие падения горного давления, в них могут появиться признаки нефти в виде капель, выступивших на стенках пор и трещин. Поэтому рекомендуется проводить вторичный осмотр керна спустя некоторое время (от 10 часов до 1– 2 суток). При макроскопическом изучении признаков нефти и газа в керне следует иметь в виду, что: Газ • окраску пород не меняет, • но порода имеет резкий характерный запах. Легкая нефть • обычно не меняет окраску пород или придает им слабый буроватый оттенок, • но на свежих плоскостях излома образца – сильный запах бензина. Тяжелая нефть • тяжелая нефть придает породам бурый оттенок, • но на свежих плоскостях излома отсутствует запах бензина. Керны, взятые из приконтурной зоны, обычно содержат нефть и воду, свежие поверхности их излома влажные и хорошо смачиваются каплей разбавленной соляной кислоты. Проверочные испытания для установления насыщения 1 способ. Самым простым способом определения в породах признаков нефтенасыщения является капля воды (или разбавленной соляной кислоты) Если капнуть на свежий скол образца керна каплю воды (или разбавленной соляной кислоты) Капля не расплывается, держится на поверхности (явление гидрофобности) или скатывается полностью керн насыщен углеводородами Капля впитывания поверхностью керна (явление гидрофильности) порода не содержит углеводородов 2 способ. Изучение признаков нефти с применением бензиновой вытяжки. Образец размельчают Пробирку взбалтывают Помещают в пробирку Оставляют на несколько минут Наливают чистый бензин на 2-3 см выше образца Если бензин окрашивается в желтый цвет Порода насыщена нефтью 3 способ. Выявление признаков нефти с применением хлороформа. Образец размельчают Пробирку взбалтывают Помещают в пробирку Раствор фильтруют Наливают хлороформ на 2-3 см выше образца Если на фильтре остается коричневая полоска Порода насыщена нефтью При описании признаков нефтенасыщения учитывают, что равномерно • • • Нефть в породах может распределяться неравномерно Необходимо изучить характер распределения нефти в зависимости от состава, структуры и текстуры. Неравномерные признаки нефтенасыщения в виде «пятнистости» по всему интервалу керна чаще всего наблюдаются в переходных зонах, ближе к водонефтяным контактам или в неоднородном пласте-коллекторе с резкой изменчивостью ёмкостнофильтрационных свойств. В этом случае необходимо детально изучить весь интервал керна на нефтенасыщенность. Глубину интервалов, при проходке которых наблюдаются признаки нефти и газа, при изучении разреза с целью выявления нефтегазоносности в процессе бурения скважины следует фиксировать. Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА) Основан на свойстве компонентов нефти люминесцировать -светиться под ультрафиолетовым облучением Методика люминесцентного анализа сводится к следующему. Образец горной породы освещается ультрафиолетовыми лучами. При этом битуминозные вещества, содержащиеся в исследованном образце, начинают люминесцировать (светиться) в видимой части спектра. Источники ультрафиолетовой радиации естественные ультрафиолетовые лучи солнечного света (применяют светофильтр УФСЗ, служащий для поглощения лучей видимой части спектра с максимумом пропускания 3600 Ǻ) искусственные кварцево-ртутные лампы и др., основанные на использовании электроэнергии (портативные и стационарные кварцевортутные лампы, люминоскопы, люминесцентные микроскопы и др.) Люминесцентно-битуминологический анализ позволяет: обнаружить весьма незначительные количества нефти (следы) в керне (битумы обнаруживают при их концентрации от 0,005 %) отбивать слабо нефтенасыщенные участки отложений, зачастую не видимые в дневном свете, что немаловажно при подсчете запасов и разработке месторождений увидеть слабо выраженную или невидимую в дневном свете сложную геометрию текстур и трещин, неравномерное нефтенасыщение и карбонатизацию устанавливать (достаточно точно) процент нефтенасыщения в сложнопостроенных коллекторах с неясновыраженным слоистым или пятнистым нефтенасыщением Условия проведения люминесцентно-битуминологического анализа 1 условие. Керн и шлам должны быть свежими, т.е. анализ проводится сразу после подъема и первичной обработки Причина попадая из пластовых условий в атмосферные легколетучие компоненты нефти испаряются (породы, насыщенные более легкими углеводородами, со временем выветриваются и теряют интенсивность окраски, как в дневном, так и в ультрафиолетовом свете). жидкие углеводороды нефти окисляются (породы приобретают более темную окраску, а углеводороды теряют способность люминесцировать). 2. условие. Керн должен быть тщательно очищен от всяких загрязнений. При добавлении в буровой раствор нефти или других люминесцирующих веществ образцы керна или шлама просматриваются в свежем изломе под люминесцентной лампой при 7–10 кратном увеличении. нефть породы • • • Следует отличать Люминесцирует 80–100 % объема шлама. Интенсивность свечения более высокая, чем у примесной нефти. Цвета люминесценции насыщенные голубовато-желтые, желтые, коричневато-желтые. • • • техногенная нефть Люминесцирует 10–30 % от всего объема. Свечение рассеянное, слабой интенсивности, распределено отдельными пятнами, точками. Цвета люминесценции бледные, беловато-голубые, свечение Не люминесцируют Легкие фракции нефти (кипящие при Т < 300º С) Парафины Смолы желто-бурый (в твердом и вязком состоянии) голубовато-желтый (в растворе) нафтеновые кислоты сероватоголубоватый Способы и этапы проведения люминесцентного анализа 3. Фотографирование в ультрафиолетовом свете 1. Визуальный Способы люминесцентного анализа 4. Люминесцентномикроскопический 2. Капельнолюминесцентный 1 этап. Визуальный осмотр керна (шлама) под люминесцентной лампой Выполняется в специальных затемненных помещениях около скважин или недалеко от скважины. Обычно в ультрафиолетовых лучах просматривается весь керн и шлам из пробуренной скважины, с целью выбрать наиболее интересные образцы для более подробных люминесцентных и других исследований. Позволяет по интенсивности и цвету свечения оценить наличие и качественный состав битумоидов. При визуальном осмотре отмечают: Размер Цвет Интенсивность люминесценции Взаимное расположение компонентов Типы битуминозных текстур по характеру насыщения, по В.Н. Флоровской Тип структуры Равномерная Слоистая Линзовидная Селективно насыщенная Точечная Характер насыщения равномерное по всему объему по слоям в линзовидных участках в отдельных участках в мелких разрозненны м участкам Тип структуры Биоморфная Обломочная Цементная Кавернозная Трещинная Характер насыщения в биопустотах в обломочных зернах в цементе обломочных пород в порах кавернового типа по трещинам Особенности капельно-люминесцентного анализа 2. Этап. Капельно-люминесцентный (или сортовой) анализ Производится в полевых условиях после визуального просмотра керна или шлама под люминесцентной лампой. Основан на обнаружении и изучении свечения битуминозных веществ под ультрафиолетовым облучением в хлороформенной вытяжке, полученной из нефтенасыщенной породы. Требуется для проведения анализа: сильный растворитель – чистый хлороформ СНСl3 и 10%-ный раствор соляной кислоты Определяется количественное содержание и качественный состав битумоидов Капельно-люминесцентный анализ производится по следующей схеме: 1. После просмотра в ультрафиолете и установления характера распределения битуминозного вещества (равномерное или неравномерное). 2. на свежий излом породы помещают каплю хлороформа или специально готовят вытяжку в хлороформе. 6. на вершину конуса наносят из пипетки 20 капель хлороформа 3. керн или сухой шлам основной породы (весом 2 г) измельчают в ступке 7. вымываемые хлороформом битумоиды образуют на поверхности бумаги пятно диаметром 1–3 см. 4. просеивают через сито (размер ячеи 0,25 мм) или растирают до тонкого порошка 8. когда растворитель испарится (через 8–10 минут) пробу с бумаги удаляют 5. пробу (весом 1 г и объемом 0,6 см3) высыпают в виде конуса на предварительно обработанный хлороформом фильтр 9. фильтровальную бумагу облучают ультрафиолетовым светом и по цвету люминесценции капиллярных вытяжек определяют состав и тип битумоидов. Таблица 4.1. Классификация битумоидов по люминесцентной характеристике капиллярных вытяжек по В.Н. Флоровской Группа Цвет люминесценции капиллярных вытяжек Состав битумоида Тип битумоида 1 Беловато-голубоватые тона разной интенсивности Углеводородные флюиды, не содежащие смол и асфальтенов Легкий битумоид ЛБ (ЛБА) II Белый, голубовато-желтый, беловато-желтый Нефть и битумоиды с низким содержанием смол, с незначительным содержанием или отсутствием асфальтенов Масляный битумоид МБ (МБД) III Желтый, оранжево-желтый, до светло-коричневого Нефти и битумоиды с содержанием масел более 60 %, асфальтенов 1–2 % Маслянистосмолистый битум МСБ IV Оранжево-коричневый, светло-коричневый, коричневый Битумоиды и нефти с повышенным (3– 20 %) содержанием асфальтенов Смолистый битумоид СБ (СБА) V Темно-коричневый, зеленовато-коричневый, красно-коричневый Битумоиды с содержанием Смолистоасфальтенов более 20 % асфальтеновый битумоид Черно-коричневый, черный Битумоид с содержанием асфальтенов более 30 % САБ (САБА) При нанесении капли хлороформа на поверхность образца породы (или порошка) • Битумоиды 1-й группы обнаруживаются в ультрафиолетовых лучах по светло голубому белесому пятну, быстро исчезающему по мере испарения хлороформа. • Битумоиды 2-й группы обнаруживаются по беловато голубому пятну, слабо буреющему по мере испарения хлороформа и затем исчезающему. • Битумоиды 3-й группы при нанесении капли хлороформа определяются по желтовато-голубому или желтоватому пятну, буреющему, не исчезающему, при испарении хлороформа. • Для битумоидов 4-й группы характерно пятно желтое, желто-бурое, быстро буреющее, хорошо заметное при дневном свете. . • • При производстве капельного люминесцентного анализа необходимо помнить, что нанесение капли хлороформа на поверхность образца (порошка) не всегда позволяет обнаружить битум. Поэтому, если после нанесения капли хлороформа получился отрицательный результат, то рекомендуется часть порошка породы (2–4 г) поместить в пробирку с притертой пробкой, залить хлороформом (5–10 см3), тщательно взболтать, дать постоять некоторое время и уже после этого наблюдать вытяжку в ультрафиолетовых лучах. Таким образом, в полевых условиях, по данным люминесцентнобитуминологического анализа, представляется возможным судить о присутствии и/или отсутствии битумов в изучаемых образцах горных пород, о расположении битуминозных участков породы относительно всей ее массы и о примерном количественном содержании и качественном составе битумов. Содержание битумоидов в исследуемой пробе оценивается по пятибалльной системе, исходя из морфологии и интенсивности свечения отпечатка капиллярной вытяжки на фильтровальной бумаге под люминесцентным микроскопом (табл. 4.2). Форма люминесцирующего участка Характеристика люминесцирующего участка Балл Ровное пятно 5 Неровное пятно, толстое кольцо 4 Тонкое кольцо 3 Тонкое (рваное) кольцо 2 Точки отдельные, редкие 1 Фотографирования керна в ультрафиолетовом свете определяется цвет, интенсивность свечения и характер свечения (равномерное или неравномерное), устанавливаются особенности распределения флюидонасыщения (однородное, неоднородное). При равномерном нефтенасыщении керн под ультрафиолетовым облучением имеет однородную (монохромную) окраску и равномерную интенсивность свечения (рис. 4.3). 1 2 3 4 6 5 7 8 9 10 11 А 13 12 14 Б Рис. 4.3. Характер распределения нефтенасыщенности в зависимости от текстурных особенностей пород [27–29] : А – в дневном; Б – в ультрафиолетовом свете (светлое – нефтенасыщение)
