Методи оперативного вивчення геологічного розрізу нафтогазових свердловин

П.П. Муравйов, С.Н. Сидорович

Відбір і оперативне вивчення бурового шламу і керна - важлива і невід'ємна частина геолого-технологічних досліджень. Діючий даний час комплекс досліджень кам'яного матеріалу, що включає макро-і мікроопісаніе порід, карбонатометрію, люмінесцентне-бітумінологіческій аналіз, а також визначення щільності і пористості порід не завжди дає повну геологічну характеристику разбуріваемого розрізу свердловин, особливо при дослідженні складнопобудованих карбонатних розрізів. Під ВНІІнефтепромгеофізіке були проведені дослідно-методичні роботи з оцінки інформативності нових методів дослідження шламу і керна: електронного парамагнітного резонансу (ЕПР), термодесорбціі і піролізу (ТДП), і окисно-відновного потенціалу (ОВП) [5].

Метод електронного парамагнітного резонансу (ЕПР) заснований на поглинанні надвисокочастотної енергії змінного поля парамагнітним речовиною, що знаходиться в постійному сильному магнітному полі. Усі гірські породи, бітуми і нафту в різній мірі володіють парамагнетизм. Форма ЕПР-спектра різна для кожного літотіпа гірських порід і нафт окремих пластів.

Як показали результати проведених дослідно-методичних робіт, метод ЕПР дозволяє вирішувати наступні завдання: виділяти опорні пласти в карбонатних розрізах і проводити кореляцію розрізів свердловин за характером ЕПР-спектра; ідентифікувати літотіпи порід; виділяти нефтебітумосодержащіе пласти в розрізі свердловини; визначати приналежність до пластової нафти або додається, в промивальну рідина [3].

Виділення опорних пластів методом ЕПР засновано на залежності між величиною концентрації іонів двовалентного марганцю в карбонатних породах і умовами седиментогенезу. Присутність іонів двовалентного марганцю в породі свідчить про наявність глибоководних фацій, утворених в умовах явного нестачі кисню [2]. За концентрацією Мn2 +, вимірюваної методом ЕПР, можна судити про умови опадонакопичення, а по аномальних значень цієї концентрації виділяти опорні пласти в розрізах свердловин.

На рис.1 показаний приклад виділення опорних пластів методом ЕПР-спектроскопії з скв.83, 93, 99 Южно-Сергіївське родовища (Башкортостан). Вимірювання проводилися головним чином на пробах бурового шламу, які відбиралися в процесі буріння через 1 - 3 м проходки. Маса аналізованої навішування становила 0,2 г подрібненої породи. Час аналізу - 5 хв. Всього по трьох свердловинах було проаналізовано понад 400 зразків. По-аномально високої концентрації Мn2 + в розрізах свердловин чітко виділяється аскінско-мендимскій горизонт, причому найбільш високі значення концентрацій Мn2 + по всіх свердловинах відзначаються в покрівлі і підошві горизонту.

Рис.1. Виділення опорних пластів у розрізі методом ЕПР, Південно-Сергієвська площа

Аномально-високі концентрації Мn2 + в зразках гірських порід аскінско-мендимского горизонту були виявлені і при дослідженні розвідницької скв.133 Іглінской площі (рис.2).

Рис.2. Рішення геологічних задач методами ЕПР і піролізу, скв. 133, Іглінская площа

Метод ЕПР-спектроскопії дозволяє проводити літологічний розчленовування розкриваємо розрізу на основі ідентифікації спектральних характеристик гірських порід різного літологічного складу.

Нами встановлено, що кожному літотіпу порід даної площі властивий строго індивідуальний спектр. Маючи базу даних ЕПР-спектрів різних порід за досліджуваної площі, можна, з використанням спеціальних програм, автоматизувати складний і трудомісткий процес побудови фактичної літологічний колонки за результатами аналізу зразків керна і проб шламу в процесі буріння свердловини.

Виділення нефтенасищенних і бітумінозних пластів у розрізі свердловин методом ЕПР-спектроскопії засноване на появу на спектрограмі ванадію V4 + і вільних стабільних радикалів RС. Експериментальними дослідженнями встановлено, що парамагнетизм закономірно зростає при збільшенні вмісту в нафти смолисто-асфальтенових речовин [1].

парамагнетизм нефтей дає можливість виявляти в процесі буріння нефтенасищенние породи шляхом аналізу спіртобензольних або хлороформенних екстрактів із зразків гірських порід, причому сталість відносини V4 +/RС для окремих покладів і пластів дозволяє вирішувати дану задачу навіть в умовах добавок нафтопродуктів в буровий розчин. Як показали експериментальні дослідження, метод ЕПР-спектроскопії може використовуватися і для оперативного визначення відкритої пористості (Кп) гірських порід. Для цього досліджуваний сухий зразок гірської породи насичується парамагнітної рідиною, після чого вимірюється величина сигналу його парамагнетизм (Сп) і по еталоніровочному графіком визначається пористість зразка.

Метод термодесорбціі і піролізу (ТДП) заснований на програмованому розігріві зразків гірської породи від 30 до 600 ° С. В інтервалі температур до 300 ° С відбувається десорбції вільних вуглеводнів, що входять до складу попутних газів і нафт (вуглеводні метанового ряду, ароматичні вуглеводні та ін.) В інтервалі температур 300 - 600 ° С відбувається власне піроліз, в результаті якого відбувається перетворення органічної речовини (ОВ) в газоподібні вуглеводні, переважно СН4.

Процес десорбції УВ і піролізу ОВ відбувається в середовищі водню, без доступу кисню . Аналізований зразок гірської породи (шлам або керн), відібраний в процесі буріння через 1 - 3 м проходки, ретельно відмивається від бурового розчину, з допомогою фільтрувального паперу видаляється видима волога, стирається до фракції 0,5 - 0,25 мм і береться навішування величиною 100 мг. При високому вмісті УВ або ОВ в породі навішування може бути зменшена до 50 мг.

Сигнал, , зареєстрований в полум'яно-іонізаційним детектором термодесорбера-піролізера, характеризується двома піками: піком S, що представляє собою суму двох сигналів Sо та S1, які відповідають вільним вуглеводнів - газу і нафти; піком S2, що відповідає кількості вуглеводнів, що утворюються при піролізі ОВ (залишкового потенціалу нафти). Фіксується також значення максимальної температури (Тmax) піку S2, що служить оціночної шкали для визначення породи-джерела. Встановлено наступні значення Тmax [8]: Тmax <430 ° C -- незріла зона; 430 ° C <Тmax <465 ° C - нафтова зона; Тmax> 465 ° C -- газова зона.

За результатами аналізу розраховується показник вмісту вуглеводнів:

Рн = S/(S + S2).

З цього випливає, що нефтегазонасищенному колектору відповідають високі значення S, а нефтематерінскім - високі значення S2, тому значення Рн в інтервалах розвитку колекторів вищі [6]. Величина загального вуглеводневого потенціалу породи Р представляє собою суму S і S2.

Метод ТДВ дозволяє диференціювати розріз на колектори і нефтематерінскіе породи, а також стратифікована розріз по геохімічним ознаками, коли використання методу літостратіграфіі утруднене, або неможливо [7]. Результати досліджень наведені на рис. 2, 3. Докладно результати будуть розглянуті при комплексної інтерпретації методів ЕПР, ТДП, ОВП.

Метод окисно-відновного потенціалу (ОВП) заснований на здатності хімічних елементів і з'єднань створювати окисне або відновне стан середовища.

Володіючи відновлювальної високою активністю, вуглеводні нафтового ряду характеризуються зниженими значеннями потенціалу Еh, що дозволяє виявляти по цим принципом нефтенасищенние породи-колектори [4].

При дослідженні зразків гірської породи проводять вимірювання початкових (Ehнач) і кінцевих (Ehкон) значень ОВП і розраховується DEh = Ehкон - Ehнач.

Зменшення величини Ehкон і зміна співвідношення початкових і кінцевих значень Eh (Ehнач

Рис.3. Рішення геологічних задач методами ЕПР, ТДП і ОВП, скв. 83, Південно-Сергієвська площа

В процесі буріння скв.133 Іглінской площі методом ТДП були виявлені два інтервалу слабонефтенасищенних колекторів в турнейскіх відкладеннях і один інтервал бітумінозних гірських порід доманікового віку. Перший інтервал (2118 - 2120 м) представлений вапняками коричнево-сірими, кристалічними, нерівномірно-пористими, з вкрапленнями нафти. Інтервал характеризується підвищеними значеннями вільних вуглеводнів - S, низькими значеннями залишкового потенціалу S2 і високими значеннями показника вмісту вуглеводнів Рн (до 0,9).

Другий інтервал (2156 - 2161 м) представлений вапняками темно-сірими, кристалічними, щільними, міцними, доломітізірованнимі, з включеннями кальциту, ділянками слабопорістимі, із запахом нафтового газу. Цей інтервал, як і попередній, характеризується аналогічними геохімічними параметрами, високими значеннями S і Рн, низькими значеннями S2 і Тmax.

Нафтоносні породи виділені в інтервалі 2400 - 2432 м. Вони представлені чергуванням вапняків від темно-сірих до чорних, глинистих, бітумінізірованних, з аргілітами темно-сірими до чорного, сланцеватимі, бітумінозні. Інтервал характеризується підвищеними значеннями вільних вуглеводнів S і остаточного потенціалу нафти S2. Показник вмісту вуглеводнів Рн характеризується середніми значеннями (0,5 - 0.6). Температура піролізу Тmax невисока, що свідчить про потенційного наявності породи - джерела нафти.

Інтервали, виділені в процесі буріння методом ТДП, досить чітко виділяються методом ЕПР. Інтервали характеризуються зростанням кількості парамагнітних центрів (КПЦ) у кілька разів відносно фонових значень. На рис. 2 видно, що при проходженні доманікових відкладень, що характеризуються підвищеною бітумінозного вапняків, кількість парамагнітних центрів (КПЦ) зростає в 8 - 12 разів. Аналогічної позитивною аномалією парамагнетизм виділяються карбонатні бітумінозні доманіковие відкладення і по св. 83 Южно-Сергіївській площі (інтервал 2224 - 2250 м, див. рис.3). Інтервал представлений вапняками темно-сірими до чорного, глинистими, бітумінізірованнимі, з прошарками аргіліти темно-сірого, сланцеватого, бітумінозного. Інтервал також чітко був виділений методами ТДП і ОВП. У розрізі цієї ж свердловини по комплексу методів ЕПР-спектроскопії, термодесорбціі і піролізу ТДП і ОВП виділений нефтенасищенний пласт в пісковиках киновско-пашійского горизонту.

Випробування методів ЕПР, ТДП і ОВП проводилося на розвідувальних площах Башкортостану, Прикаспію, Туркменії і показало їх досить високу ефективність, особливо при дослідженні карбонатних колекторів складної будови.

Комплекс пропонованих методів дозволяє:

встановити наявність і кількість органічних речовин у гірській породі;

оцінити ступінь зрілості ОВ;

виявити наявність і визначити кількість вільних вуглеводнів;

визначати тип нефтенакопленія: материнська порода або колектор і характер насичення пласта-колектора;

проводити кореляцію розрізів свердловин;

отримувати інформацію про зміни геохімічних фацій;

локалізувати інтервали колекторів і нефтематерінскіх порід;

виділяти опорні пласти в карбонатних розрізах;

здійснювати літологічний розчленування розрізу;

визначати пористість гірських порід;

здійснювати вибір інтервалів проведення більш детальних робіт;

коригувати інтервали відбору керна і випробування пластів.

Важливим перевагою методів ЕПР, ТДП і ОВП, у порівнянні із існуючими, є те, що вони є інструментальними методами. Це дозволяє підвищити достовірність одержуваної інформації та проводити її обробку за розробленими програмами з використанням комп'ютера, тобто з'являється можливість автоматизувати і комп'ютеризувати процес проведення аналізів і інтерпретації їх результатів з видачею геологічної інформації в будь-якому, зручному для подальшого використання вигляді.

Список літератури

Арбузов В.М., Жувагін І.Г. «Застосування елементного аналізу та ЕПР-спектроскопії видобуваються нефтей для контролю за розробкою родовищ », Нафтове господарство, 1985, № 5, с. 56-59.

Барташевич О.В. «Нафтогазопошукових бітумінологія», М.: Недра, 1984, 244 с.

Муравйов П.П., Букін І.І. та ін «Вивчення геологічного розрізу в процесі буріння свердловин методом ЕПР-спектроскопії ». Тр. ВНІІнефтепромгеофізікі, Уфа, 1989, вип. 19, с. 28 - 35.

Муравйов П.П., Сидорович С.Н. «Вивчення окисно-відновного потенціалу гірських порід у процесі буріння з метою виділення нефтенасищенних колекторів ». НТІС «Нафтогазова геологія, геофізика і буріння», М., 1985, вип. 12, с. 18 -- 20.

Муравйов П.П., Сидорович С.Н. «Нові методи дослідження бурового шламу і керна в процесі буріння пошукових і розвідувальних свердловин на нафту і газ ». Тези доповідей Міжнародного симпозіуму «Нові високі інформаційні технології для нафтогазової промисловості », Уфа, 1999 р., с.66.

Сидорович С.Н. «Використання методу піролізу гірських порід при проведенні геолого-технологічних досліджень », Тр. ВНІІнефтепромгеофізікі, Уфа, 1989, вип. 19, с. 22-28.

Сидорович С.Н. «Застосування піролітичної методу вивчення гірських порід при проведенні геолого-технологічних досліджень ». Тези доповідей обласної науково-практичної конференції «Стан і перспективи геолого-геофізичних і технологічних досліджень, що проводяться в процесі буріння свердловин ». -- Тюмень, 1987. - С. 28.

Тіссо Б., Вельт Д. Освіта та поширення нафти. - Пров. з англ. - М.: Мир, 1981, 501 с.