Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Реферат - Карбонатность и глинистость горных пород - файл 1.doc


Реферат - Карбонатность и глинистость горных пород
скачать (319.5 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc320kb.05.02.2012 10:33скачать

содержание
Загрузка...

1.doc

Реклама MarketGid:
Загрузка...



1 КАРБОНАТНОСТЬ
1.1 Общее понятие о карбонатности горных пород
Под карбонатностью пород нефтяных месторождений подра­зумевается суммарное содержание в них солей угольной кислоты, соды Na2CO3, поташа К2СO3, известняка СаСO3, доломита СаСO3·MgCO3, сидерита FeCO3 и т. д.

Содержание этих солей в нефтесодержащих коллекторах ко­леблется в весьма широких пределах. В одном случае нефтесодержащие коллекторы почти целиком состоят из карбонатов, а в дру­гом они или не содержат их совсем, или содержат в небольшом количестве в виде цементирующего материала.

К первой группе нефтяных пластов обычно относятся изве­стняки, ко второй – кварцевые песчаники подавляющего боль­шинства нефтяных месторождений. Проведенные Э. А. Прозоровичем исследования нефтяных пластов Апшеронского полуострова показали содержание карбонатов в этих пластах 9,5—21% по весу. Аналогичные исследования, проведенные Котяховым Ф. И. по нефтяным место­рождениям Малгобека, Ташкалы и Дагестана, показали содержа­ние в них карбонатов до 13%.

Определение содержания карбонатов в пластах имеет большое практическое значение для установления целесообразности при­менения кислотной обработки забоя скважин с целью увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. Не менее большое значе­ние имеет характеристика карбонатности в качестве коррелятив­ного признака при изучении нефтяных пластов.
1.2 Способы определения карбонатности пород
Определение карбонатности горных пород и почв основано на химическом разложении содержащихся в них карбонатов и на учете углекислого газа, выделяющегося при их разложении. Свя­занные с этим определением подсчеты ведутся по отношению к СаСО3, так как известняк составляет основную часть рассматри­ваемых карбонатов. Для учета СО2 при определении карбонат­ности пород существует три способа.

Первый способ основан на титровании раствора HCl при взаимо­действии его с карбонатами по реакции:

СаСО3+2НCl–>СаCL2+Н2О+CO2.

Техника определения карбонатности по этому способу состоит в следующем. Навеску измельченной породы весом 2 г помещают в мерную колбу емкостью 500 см3, заливают 50 см3 децинормального раствора титрованного HCl и разбавляют до 400 см3 водой. Колбу вместе с содержимым нагревают сначала на слабом огне, а затем на более сильном, доводя раствор до кипения. После пре­кращения выделения из раствора СО2, на что уходит 15-20 мин., колбе дают остыть, затем ее заполняют водой до метки, взбалтывают и дают содержимому отстояться. После отстоя из колбы отбирают 100 см3 раствора, соответствующих 10 см3 первоначально приба­вленного децинормального раствора HCl и титруют децинормальным раствором NaOH в присутствии метилоранжа.

Количество HCl, израсходованного на разложение карбонатов, вычисляется по результатам титрования с децинормальным рас­твором NaOH. По расходу HCl на разложение карбонатов судят о количестве выделившейся углекислоты, а следовательно, и о содержании карбонатов в данной породе в переводе на СаСO3.

Второй способ определения карбонатности пород основан на весовом определении углекислоты. Взвешиванию подвергается остаток породы, освобожденный от углекислоты, либо сама углекислота, которая для этого улавливается специальным прибором с натронной известью. В обоих случаях определения могут произ­водиться сухим или мокрым способом. Сущность определения угле­кислоты сухим способом по остатку породы после разложения в ней карбонатов заключается в следующем.

Подлежащую исследованию навеску породы весом 1-2 г поме­щают в тигель и подвергают медленному нагреванию на горелке или в муфельной печи до постоянного веса. Разница в весе породы до прокаливания и после прокаливания дает весовое количество выделившейся из нее углекислоты.

Для определения карбонатности пород сухим способом при взвешивании самой углекислоты в фарфоровую лодочку помещают навеску исследуемой породы весом 1-2 г и вместе с лодочкой вставляют в стеклянную трубку из тугоплавкого стекла длиной 20 см и диаметром около 1-1,5 см. К одному концу этой трубки присоединяют трубку с хлористым кальцием, а к другому – две трубки с натронной известью. Через собранный прибор медленно пропускают струю воздуха, лишенного углекислоты, и приступают к постепенному нагреванию трубки с породой до сильного каления; нагревание ведут до тех пор, пока не прекратится нагревание трубок с натронной известью; после этого им дают охладиться. Затем эти трубки взвешивают и по разности их веса до начала опыта и после судят о количестве поглощенной натронной известью углекислоты.

Оба способа определения карбонатности пород сухим методом страдают тем недостатком, что они применимы только для анализа тех пород, которые не содержат, кроме углекислоты, никаких других летучих веществ. В частности, они не могут быть применимы для определения карбонатности кернов, поскольку прокаливание кернов до 800° может вызвать удаление из них не только углекислоты, но и значительного количества содержащейся в них адсорбционной и кристаллизационной воды.

Этих недостатков лишено определение карбонатности пород мокрым способом. Карбонатность пород мокрым способом, так же как и сухим, определяется двояко: взвешиванием остатка породы до и после разложения в ней карбонатов или взвешиванием самой углекислоты.

В первом случае в аппарате, содержащем кислоту, размещают породу так, чтобы вначале она не соприкасалась с кислотой. Аппарат вместе с содержимым взвешивают, после чего порода и кислота соединяются. После прекращения выделения углекислоты из породы аппарат с содержимым снова взвешивают. По разности веса аппарата с содержимым до и после разложения карбонатов в породе определяют количество выделившейся из нее углекислоты.

Во втором случае, т. е. при непосредственном взвешивании углекислоты, карбонатность пород определяют следующим образом. В сухую колбу емкостью 350-400 cм3 загружают навеску породы, которую затем во избежание распыления заливают небольшим количеством воды. Колбу соединяют с холодильником для конденсации паров воды через холодильник с хлоркальциевыми трубками и через трубки с натронной известью. Собрав аппарат в указанном порядке, в колбу постепенно вводят некоторое количество соляной кислоты. По окончании взаимодействия породы с кислотой приступают к взвешиванию трубок с натронной известью. По разности веса до и после разложения карбонатов в породе судят о количестве выделившейся из нее углекислоты.

Описанный метод весового определения углекислоты в карбонатах породы мокрым способом достаточно точен. В отличие от способа титрования здесь не требуется затраты большого количества времени. Однако сказанное о точности этого способа определения карбонатности горных пород справедливо только в том случае, если в породах содержится большое количество углекислоты; при малом же содержании ее в породе, как это иногда бывает в кернах нефтесодержащих пластов, этот способ может оказаться даже менее точным, чем способ, основанный на титровании.

В этом отношении большими преимуществами обладает третий способ – объемный или газометрический – определения содержания углекислоты в породах, получивший весьма широкое распространение при исследовании почв.


1.3 Определение карбонатности горных пород с помощью прибора АК-4
1.3.1 Описание аппаратуры
Для определения карбонатности горных пород в АКМ имеется специальный аппарат АК-4, который состоит из реакцион­ной колбы 1, закрывающей ее пробки 2, в которую вставляется стек­лянная трубка 3. Последняя при помощи короткого резинового шланга 4 соединяется со змеевиком 5. Второй конец последнего при помощи короткого резинового шланга 6 соединяется с бюреткой 7. Эта бюретка помещена в стеклянный цилиндр 8, нижний конец которого соединен с трубкой 9, имеющей кран 10. К последнему при помощи резинового шланга 11 присоединена уравнительная склянка 12.

Весь прибор помещается в водяной бане, представляющей стек­лянный цилиндрический сосуд 13. Основная часть аппарата кре­пится и устанавливается на крышке 14, где для реакционной колбы 1 имеется отверстие и гнездо 15, а для цилиндра 8 – круглое отвер­стие с пробкой 16. Бюретка 7 закрепляется в пробке 17, вставляемой в верхнюю часть цилиндра 8. Уравнительная склянка 12 ставится на крышку бани в специальное гнездо 18. В крышке имеется еще одно отверстие для термометра.

Трубка крана 10 пропущена через пробку 19, вставленную в ту­бус бани. В реакционную колбу 1 вставляется фарфоровый тигель 20. Определение карбонатности при помощи описываемого аппарата основано на измерении объема углекислого газа, выделяющегося при разложении карбонатов соляной кислотой. Это измерение про­водится следующим образом. В реакционную колбу насыпают иссле­дуемый образец, а в фарфоровый тигель наливают 10%-ный раствор соляной кислоты. Реакционную колбу закрывают, затем встряхи­вают, тигель опрокидывается и вылившаяся из него соляная кислота разлагает карбонатные минералы в породе. Объем образовавшегося при этом углекислого газа замеряют по изменению уровня воды в бюретке. Водяная баня служит для постоянства температуры, необходимого для точного определения объема выделившегося газа.



Рисунок 1 – Прибор для определения карбонатности горных пород АК-4

1.3.2 Сборка и подготовка аппаратуры к работе




Для транспортировки все части аппарата упаковывают отдельно. Перед сборкой все детали должны быть тщательно промыты и про­сушены. Порядок сборки следующий. Сначала закрепляют на крышке змеевик 5, затем надевают резиновый шланг на цилиндр 8 и, вставив его в соответствующее отверстие крышки, наклоняют таким образом, чтобы шланг 9 вышел через отверстие в тубусе 19. Этот шланг надевают на отросток крана 10, который предварительно пропускается через отверстие в резиновой пробке. Последняя вста­вляется в тубус 19. На другую трубку крана 10 надевается большой шланг 11, второй конец которого закрепляется на тубусе уравни­тельной банки 12. Затем в цилиндр 8 на пробке 17 опускается бю­ретка 7. Для того чтобы в кольцевом пространстве между бюреткой 7 и цилиндром 8 давление воздуха все время равнялось атмосферному и в то же время бюретка была закреплена плотно и не качалась, лучше всего в пробке 17 сделать небольшое отверстие, в которое вставить короткую стеклянную трубочку. Через последнюю будет обеспечено сообщение кольцевого пространства с атмосферой. Во избежание попадания пыли можно в трубочку положить кусочек ваты.

После этого короткими резиновыми шлангами соединяют конец змеевика ^ 4 с трубкой, вставленной в пробку 2 реакционной колбы 1, а другой конец – с бюреткой 7. Все соединения замазывают пласти­лином. После того, как сделаны все соединения, заполняют систему уравнительной склянки 12 – цилиндр 8 предварительно профиль­трованным раствором поваренной соли. Этот раствор выбран потому, что он меньше всего поглощает углекислый газ. Заполнение произ­водится следующим образом: ставят уравнительную склянку 12 в гнездо 18 на крышке, открывают кран 10, вынимают пробку 2 из реакционной колбы 1 и затем наливают раствор поваренной соли в уравнительную банку до тех пор, пока уровни в цилиндре 8 и бю­ретке 7 не достигнут верхних делений. Затем кран 10 закрывают и в уравнительную склянку 12 доливают еще раствор так, чтобы его уровень закрыл отверстие тубуса. Такое количество раствора необходимо для того, чтобы при движении жидкости в нее не попа­дали пузырьки воздуха. Кроме того, необходимо проверить, не на­лито ли лишнее количество раствора, для чего после заливки уравни­тельную склянку ставят на стол, открывают кран 10 и следят за уров­нем раствора. Когда уровень подойдет к нижним делениям бюретки 7, кран 10 закрывают. Если при этом раствор в уравнительной склянке не переливается через край, то, следовательно, налито необходимое количество. Если же при этом склянка переполнится, то следует излишек слить.

Затем надо проверить прибор на герметичность, что делается следующим способом. Ставят уравнительную склянку 12 в гнездо 18, открывают кран 10, вынимают пробку 2 из реакционной колбы 1 и следят за повышением уровней в цилиндре 8 и бюретке 7, которые будут располагаться на одной высоте. Когда уровни достигнут верх­них делений, закрывают кран 10, пробку 2 вставляют в реакцион­ную колбу 1 и место соединения замазывают пластилином. Затем уравнительную склянку 12 ставят на стол, открывают кран 10, понижают уровень в кольцевом пространстве между бюреткой 7 и цилиндром 8 до нижних делений бюретки и кран 10 закрывают. После этого наблюдают за положением уровня раствора внутри бюретки 7, который будет значительно выше уровня в кольцевом пространстве. Если в течение 30 мин. уровень в бюретке не снижается, то прибор герметичен. Если же наблюдается снижение уровня в бю­ретке, то, следовательно, в аппарат проникает атмосферный воздух.

Необходимо внимательно осмотреть все соединения и устранить негерметичность.

После обеспечения герметичности всех соединений заполняют баню водопроводной водой, в которую с целью предотвращения развития бактериальных процессов прибавляют несколько куби­ческих сантиметров карболовой кислоты.

1.3.3 Подготовка образцов к анализу
Взятый из средней части образца кусочек породы размером до 2 см3 растирают в ступке, затем высушивают до постоянного веса в сушильном шкафу при 102—105° С. Если порода пропитана нефтью или окрашена битумом, то перед раздроблением ее подвергают экстракции.
1.3.4 Проведение анализов

Из подготовленной и просушеннойпробы после квартования на аналитических весах берут навеску от 0,5 г (для известняков, мергелей, доломитов) до 4 г (для песков, песча­ников, глин, слабо вскипающих с соляной кислотой) и переводят ее в реакционную колбу. Последняя должна быть вымыта и просушена. Затем уравнительную банку 12 ставят в гнездо 18 на крышке, открыв кран 10, поднимают уровни в бюретке 7 и цилиндре 8 до самых верх­них делений шкалы и закрывают кран 10.

После этого реакционную колбу ^ 1 ставят на место в гнездо 15, в нее осторожно опускают тигелек 20, наполненный разбавленной соляной кислотой концентрации 1:1 (на одну часть воды одну часть концентрированной соляной кислоты), и закрывают плотно проб­кой 2. Последнюю лучше обмазать пластилином. При этом уровень в бюретке несколько снизится вследствие уменьшения объема системы при вхождении пробки в колбу. Затем колбу ставят на стол и, осто­рожно открывая кран 10, снижают уровень в кольцевом пространстве между цилиндром 8 и бюреткой 7, пока он не окажется в одной и той же горизонтальной плоскости с уровнем воды внутри бюретки 7. Записывают положение уровня L0 по шкале бюретки и после этого, открыв кран 10, снижают уровень в кольцевом пространстве до ниж­них делений бюретки; уровень в бюретке в это время будет распола­гаться выше. Эта операция необходима для того, чтобы при выделе­нии углекислоты давление в системе не превышало атмосферное, благодаря чему уменьшается растворимость углекислоты в воде. Затем вращательным движением реакционной колбы опрокидывают находящийся в ней тигелек, кислота вступает в реакцию с содержа­щимися в породе карбонатами, выделяется углекислый газ. Послед­ний вытесняет воду из бюретки, вследствие чего уровень в ней сни­жается. Для того чтобы вся порода прореагировала с кислотой, необходимо периодически взбалтывать реакционную колбу. Когда реакция закончится, уровень в бюретке при взбалтывании больше не будет снижаться.

Записывают температуру в водяной бане и барометрическое давле­ние по барометру. Затем, открыв кран 10, перемещением уравнитель­ной склянки 12 совмещают уровни жидкости в бюретке и в цилиндре и записывают уровень L1 по шкале бюретки.

1.3.5 Обработка экспериментальных данных
Содержание карбонатов в породе в пересчете на СаСО3 по найденному объему СО2 в процентах определяют по формуле

,

где К – содержание СаСО3 в породе в %;

V – найденный объем СО2 в см3;

Р – вес 1 см3 СО2, в миллиграммах при температуре и барометрическом давлении во время отсчета;

а – вес исследуемого образца породы в граммах.

Для выполнения расчетов по формуле Б. Ф. Ремневым предложена номограмма, которая содержит четыре логарифмиче­ские шкалы одинакового масштаба, размещенные на двух осях. Шкалы V и К, имеющие общую ось (рисунок 2), совмещены во всех своих точках. Шкалы а и Р также расположены на одной оси, но начала их смещены друг относительно друга соответственно коэффициенту 4,4. Между осями, несущими шкалы, находится равноотстоящая от них немая шкала.

Номограмма рассчитана для вычисления карбонатности, вели­чина которой не выходит за пределы 0,5-50% при навеске а=1÷10 г и объеме выделяющегося СО2 0,5-50 см3.





Рисунок 2 – Номограмма для вычисления карбонатности


1.3.6 Определение средней карбонатности пластов
Средняя карбонатность пород в целом по всему пласту имеет не меньшее значение, чем среднее значение остальных физических параметров пласта. Средняя карбонатность пород может служить показателем целесообразности кислотной обработки скважин, а также коррелятивным признаком при сопоставлении различных пластов и различных участков одного и того же пласта.

По аналогии определения средней пористости пласта и сред­него значения удельной поверхности средняя карбонатность пород пласта в той или иной скважине в процентах по весу определится из следующего выражения:

,

где h1, h2, ..., hn – мощности отдельных пропластков пласта в скважине;

ρ1, ρ2, …, ρn – плотность породы этих пропластков;

К1, К2, ..., Кп – процентное содержание карбонатов по весу в соответствующих пропластках пласта.

В частном случае, когда пласт по разрезу однороден и возмож­ность разбивки его на отдельные пропластки исключается, т. е. когда h1 = h2 = . . . = hn и ρ1 = ρ2 = … = ρn, эта формула примет вид:

,

где п – число проанализированных кернов.

Для определения средней карбонатности всего пласта площадь его разбивается на отдельные участки по числу скважин. Если пласт вскрыт п скважинами и по всем скважинам определены площади участков F1, F2, ..., Fn, мощности пласта h1, h2, …, hn и средняя карбонатностъ по скважинам Кс1, Кc2, …, Кп, то средняя карбонатностъ пласта определится формулой

,

где ρ1, ρ2, …, ρn – плотность породы на участках F1, F2, ..., Fn.
2 ГЛИНИСТОСТЬ
Глинистость осадочных пород — это их свойство содержать частицы с dэф<0,01 мм (<10 мкм), реже с dэф<0,001 мм (или меньшими 0,002 или 0,005), так как частицы таких малых размеров особенно влияют на свойства осадочных, пород. Однако содержание их в породах обычно не определяется.

Глинистые частицы являются обломками глинистых минералов групп каолинита, монтмориллонита, гидрослюды (иллита), имеющих обычно dэф≤0,005 мм, обломками кварца, полевых шпатов, слюдистых и тяжелых минералов и содержат примеси лимонита, гематита, карбонатов, сульфатов (гипс), сульфидов (пирит, марказит) и других минералов.

У одних пород может преобладать монтмориллонит, у других – каолинит, у третьих – гидрослюды. Размеры глинистых частиц, их адсорбционные свойства и способность к набуханию неодинаковы у различных глинистых минералов. Например, минералы группы монтмориллонита имеют самые значительные дисперсность и способности адсорбционную и к набуханию. Свойство пород содержать совокупность глинистых частиц, заполняющих пространство между более крупными зернами или разделяющую их между собой, называют рассеянной глинистостью в противоположность глинистости слоистой – свойству пород иметь в своем составе тонкие прослои глин.

Изучение глинистых минералов, их содержаний, состава и свойств имеет большое значение для петрофизики нефтегазовых коллекторов по следующим причинам.

1. Содержание глинистого цемента в терригенном коллекторе квар­цевого или полимиктового состава существенно влияет на его порис­тость и проницаемость. С ростом глинистости фильтрационно-емкостные свойства коллектора обычно ухудшаются.

2. Огромная поверхность глинистых частиц обусловливает связь содержания в породе физически связанной воды с глинистостью и увеличение коэффициента остаточного водонасыщения с одновре­менным снижением коэффициента эффективной пористости с рос­том глинистости. Образование пленок адсорбированной воды с ано­мальными физическими свойствами, занимающих значительную долю объема глинистой породы, ведет к возникновению аномальных физических и физико-химических свойств глинистых пород, кото­рые необходимо учитывать при анализе материалов ГИС.

3 Содержание и минеральный состав глинистого материала — главные факторы, определяющие способность породы играть роль ли-тологического экрана нефтяной или газовой залежи.

В петрофизике нефтегазовых коллекторов информация о глини­стости изучаемых объектов необходима для решения следующих вопросов а) выбора петрофизических уравнений и их констант, адекватных изучаемому объекту, геологической интерпретации ре­зультатов ГИС на стадиях подсчета запасов и проектирования раз­работки месторождений нефти и газа; б) прогноза поведения кол­лекторов нефти и газа в прискважинной зоне при вскрытии разре­за бурением на пресном РВО, в) прогноза динамики продуктивности коллекторов нефти и газа при заводнении их пресной водой, зака­чиваемой в нагнетательные скважины в процессе эксплуатации


2.1 Параметры, характеризующие глинистость
2.1.1 Массовая (объемная) глинистость
Свойство пород содержать различную массу mс.гл (или объем Vс.гл) сухих глинистых частиц на их определенную массу mс (или объем Vc) в сухом состоянии оценивается удельной массовой kгл m = mс.гл/mс (или удельной объемной kгл V = Vc.гл/Vc) глинистостью. Отсюда

,

где δт, δс.гл и δс – плотности соответственно твердого, сухого глинистого компонентов породы и сухой породы.

Удельная массовая глинистость осадочных пород изменяется от нескольких до 90% и более.

Правильнее оценивать удельное объемное содержание kв.гл набухающего глинистого компонента во влажной породе по формуле

,

где Vв.гл – объем влажной (набухающей) глины в объеме Vвп влажной породы.

Степень заполнения пространства между песчано-алевритовыми, карбонатными или другими зернами глинистым материалом характеризуют петрофизическими величинами: относительной глинистостью ηгл и коэффициентом kзап гл. V заполнения.

2.1.2 Относительная глинистость
Относительная глинистость ηгл – это отношение объема Vс.гл сухого глинистого компонента к сумме объемов Vпор пор породы и Vс.гл сухого глинистого компонента (к объему порозаполнителя между более крупными обломками породы):

,

где Ps и Av – сокращенные обозначения песчаной и алевролитовой фракций пород.

Так как Vс = Vпор/kп и kгл V = Vс. гл/Vс,

.

Коэффициент

,

где Vв.нб, Vт.гл и Vв – объемы воды соответственно набухания глинистого цемента, его твердой фазы и в порах набухшей глинистой породы. Он характеризует степень заполнения глиной порового пространства набухшей глинистой породы.

Многие петрофизические величины: средний эффективный и медианный диаметр пор и зерен, модальный их радиус, удельная поверхность, удельные водо, газо-, электро-, теплопроводности, диффузионно-адсорбционная активность и т д. – существенно зависят от их удельной объемной или относительной глинистости, а также от размещения глинистых частиц – рассеянного или слоистого.

Значения характеристик глинистости завышены при чрезмерном измельчении породы и превращении ее более крупных частиц в глинистые и занижены, если при подготовке породы к анализу частично удалены ее полуторные окислы или глинистые частицы находятся не только в пространстве между более крупными зернами, но и в них самих, например, в полевошпатовых зернах песчаников в связи с переработкой их минералов в глинистые.

2.2 Способы определения глинистости
2.2.1 Метод потенциалов собственной поляризации
Относительная амплитуда αСП аномалии потенциалов собственной поляризации в коллекторе, используемая обычно при количе­ственной интерпретации диаграмм СП, связана с диффузионно-адсорбционной активностью пласта-коллектора Адап и вмеща­ющих пород Адавм соотношением



При стабильной характеристике Адавм вмещающих пород (глин, плотных глинистых алевролитов) и постоянстве минера­лизации и химического состава пластовых вод в исследуемом интервале разреза αСП определяется значением Адап и является мерой содержания в породе глинистого материала. Величины Ада и αСП менее тесно связаны с параметрами сгл и kгл и более тесно – с параметрами ηгл, qп. В связи с этим опреде­лять параметры сгл и kгл непосредственно по диаграммам СП нецелесообразно, поскольку более надежные значения сгл и kгл можно получить, установив по диаграмме СП ηгл, а затем рас­считав сгл или kгл по соотношению между ηгл, kгл и kп (используя значение kп полученное по данным одного из методов пори­стости).

При таком определении параметров глинистости по диа­грамме СП выполняют следующие операции.

1. Устанавливают величину αСП в изучаемом коллекторе,
рассчитывая ее по формуле.

2. Выбирают корреляционную связь между αСП и ηгл, со-
ответствующую данному геологическому объекту.

При отсутствии связи между αСП и ηгл для исследуемого объекта пользуются связью между этими параметрами для отложений, близких по литологии и составу пластовых вод к исследуемым. Для пород с рассеянной глинистостью характерны три основных типа зависимости между αСП и ηгл.

1) Глинистый материал имеет среднюю и низкую активность (Q100 = 2…10 мг·экв/100 г), пластовые воды минерализован­ные (св ≥ 100 г/л). Этим условиям соответствуют выпуклые кри­вые αСП = fгл).

2) Глинистый материал имеет среднюю активность (Q100 = 5…20 мг·экв/100 г), пластовые воды слабоминерализованные (св = 15…25 г/л). Этим условиям соответствуют графики αСП = fгл) близкие к прямой, соединяющей точки с коорди­натами αСП = 1, ηгл = 0 и αСП = 0, ηгл = ηглmax (предельное значение), или слегка выпук­лые, расположенные выше этой прямой.

3) Глинистый материал вы­сокоактивный (Q100 >20 мг·экв/100 г), пластовые воды слабоминерализованные (св = 10…25 г/л) – графики за­висимостей αСП = fгл) вогнутые.

График зависимости αСП = fгл) для любого геологического объекта состоит из двух участков, определяемых диапазоном значений ηгл: а) 0 < ηгл < ηгл* – коллекторы; б) ηгл* < ηгл < ηглmax – неколлекторы. Значение ηгл колеблется от 0,3 до 0,6, увеличиваясь с ростом степени метаморфизма от­ложений, связанной с возрастом отложений и глубиной их за­легания. Величины ηглmax, при которых практически выходят на асимптоту зависимости αСП = fгл), изменяются от 0,6 до 0,95 для различных отложений, при этом минимальные зна­чения соответствуют неглубоко залегающим молодым отложе­ниям (например, неоген Северного Кавказа), максималь­ный – плотным глубоко залегающим глинистым сланцам и аргил­литам.

Очевидно, что независимо от тесноты корреляционной связи αСП и ηгл более благоприятны для определения ηгл по величине αСП в коллекторах связи второго и третьего вида и менее благо­приятными – первого.

3. По выбранной для данного геологического объекта связи αСП = fгл) в соответствии с величиной αСП определяют пара­метр ηгл.

4. Используя значение коэффициента пористости kП, из­вестное по данным одного из геофизических методов, рассчитывают

и по формуле сгл.

В уравнения, связывающие показания методов пористости с коэффициентом kП обычно входит величина kгл, влияние которой необходимо учесть для коррект­ного определения kП. Это создает предпосылки для составления и решения системы уравнений, объединяющей зависимости I = f, kгл) и αСП = fгл) или ΔT = f(kП, kгл) и αСП = fгл), которые выполняют аналитически или графически, используя специальные палетки и номограммы. В результате такого решения получают значения kП и kгл, рассчитанные с учетом глинистости коллектора.

Целесообразно комплексное использование диаграмм СП и ГМ для одновременного определения параметров kгл и kП на основе решения системы уравнений ΔJγ = f(kгл) и αСП = fгл). Ком­плексная интерпретация диаграмм СП и ГМ обеспечивает более надежное установление параметров глинистости, поскольку при этом обеспечивается взаимный контроль данных о глинистости каждого из этих методов с одновременным определенном вели­чины kП более надежной, чем при нахождении ее по диаграммам только одного из этих методов, например СП. Комплексная интер­претация диаграмм СП и ГМ с целью определения kП и kгл в терригенном или kП и kНО в карбонатном разрезах возможна, если показания методов обусловлены в основном влиянием удельной поверхности S породы, величиной kгл (для ГМ) и отношением S/ kП (для СП). В отложениях с аномальной радиоактивностью, связанной с содержанием битумов урановых руд и другими фак­торами, ГМ нельзя использовать для определения kгл, поэтому и комплексная интерпретация диаграмм СП и ГМ нецелесооб­разна

2.2.2 Гамма-метод
Определение глинистости терригенных пород и нерастворимого остатка карбонатов по данным гамма-метода возможно благодаря большей радиоактивности глинистой фракции (не­растворимого остатка) по сравнению с остальной частью твердой фазы горных пород. Высокая активность песчано-алевролитоной фракции полимиктовых песчаников не благоприятствует уста­новлению их глинистости по данным ГM.

Однако в некоторых случаях можно определить глинистость и в породах, песчано-алевритовая фракция которых содержит минералы с повышенной активностью (калиевые полевые шпаты, глауконит и др.), если, например, радиоактивность песчано-алевритовой фракции достаточно постоянна, а активность намного ниже активности глинистой фракции, или, наоборот, изменение активности песчано-алевритовой фракции тесно связано с измене­нием глинистости.

В карбонатном разрезе иногда встречаются пласты, высокая активность которых (зачастую более высокая, чем в чистых гли­нах) не связана с содержанием нерастворимого остатка, а обус­ловлена, например, сорбированием радиоактивных веществ окис­ленной нефтью и битумами, а иногда и другими физико-химическими причинами. Поэтому использование данных ГМ для оценки глинистости и нерастворимого остатка требует предварительного изучения связи между этими параметрами и радиоактивностью пород. Такое изучение возможно на образцах горных пород либо путем сопоставлении показаний ГМ в типичных разрезах с гли­нистостью, определенной по данным керна или других геофизических методов, чувствительных к глинистости (нераствори­мому остатку) горных пород. Радиоактивность пород со слабо­радиоактивным скелетом (известняки, многие доломиты, пески и песчаники с небольшим содержанием полевых шпатов и других минералов с повышенной радиоактивностью) и соответственно показания ГМ в таких породах обычно достаточно тесно связаны с их глинистостью.
Эта связь близка к квадратичной:



где Iф – фоновая составляющая показаний ГМ, обусловленная излучением скважины и фоном счетчиков;

b0, b1, b2, – коэффициенты, различные для разных объектов и определяемые радиоактивностью скелета и глинистой фракции, а также спектральными характеристиками излучения и счетчика;

δтв и δ – плотность твердой фазы (включая и глинистую ее часть) и породы в целом.

Чтобы исключить вклад Iф и существенно уменьшить влияние аппаратурных факторов, показания ГМ выражают в виде относительного разностного параметра

,

где Iγmax и Iγmin – максимальные и минимальные показания в данной скважине (приведенные к одинаковым скважинным условиям), наблюдаемые соответственно против наиболее чистых глин и наименее глинистых разностей исследуемых пород.

На зависимости ΔJγ = f(kгл) влияют глинистость опорных пластов kглmin, kглmax, а также характер изменении радиоактивности глинистой фракции при увеличении ее содержания в породе. Поэтому вид этой зависимости желательно устанавливать для каждого исследуемого объекта путем сопоставления глинистости, определенной по керну с диаграммой ГМ либо с массовой радиоактивностью q образцов.

Таким образом, если по результатам измерений на образцах построена зависимость q = f(kгл), то по ней можно легко получить зависимость ΔJγ = fгл).

Если нельзя построить зависимости конкретно для исследуемых объектов, то можно воспользоваться усредненной зависимостью, построенной поданным И. В. Ларионова и приведенной на рисунке 3.

У
Рисунок 3 – Зависимость показаний гамма-метода в единицах относительного разностного параметра ΔJγ от глинистости горных пород сгл
казанная зависимость построена в предположении, что глинистость опорных пластов равна нулю и 100%. Если их глинистость иная (сглmin и сглmax), то зависимость ΔJγ = fгл) может быть легко получена путем присвоения значений ΔJγ' = 0 и ΔJγ' = 1 соответственно ординатам кривой в точках с абсциссами сглmin и сглmax. В качестве примера в правой части рисунка З, таким образом, построена новая шкала ΔJγ' для случая сглmin = 15% и сглmax = 65%.
^ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ


  1. Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., "Недра", 1978. – 318 с.

  2. Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю., Кожевников Д. А. Петрофизика (Физика горных пород): Учеб. для вузов. 2-е изд. перераб. и доп. под редакцией доктора физико-математических наук Д. А. Кожевникова – М.: ФГУП Издательство "Нефть и газ" РГУ Нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. – 368 с., ил.

  3. Калинко М. К. Методика исследования коллекторских свойств кернов: научное издание / М. К. Калинко. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 224 с., ил.

  4. Кобранова В. Н. Петрофизика. Учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1986. – 392 с.

  5. Котяхов Ф. И. Основы физики нефтяного пласта: производственно-практическое издание / Ф. И. Котяхов. – М.: Гостоптехиздат, 1956. – 363 с.


СОДЕРЖАНИЕ
1 КАРБОНАТНОСТЬ…………………………………………………………….3

1.1 Общее понятие о карбонатности горных пород…………………………3

1.2 Способы определения карбонатности горных пород……………………4

1.3 Определение карбонатности горных пород с помощью прибора АК-4..7

1.3.1 Описание аппаратуры…………………………………………………7

1.3.2 Сборка и подготовка аппаратуры к работе…………………………..9

1.3.3 Подготовка образцов к анализу……………………………………..11

1.3.4 Проведение анализов………………………………………………...11

1.3.5 Обработка экспериментальных данных…………………………….13

1.3.6 Определение средней карбонатности пластов……………………..15

2 ГЛИНИСТОСТЬ…………………………………………………………….....16

2.1 Параметры, характеризующие глинистость…………………………….18

2.1.1 Массовая (объемная) глинистость…………………………………..18

2.1.2 Относительная глинистость…………………………………………19

2.2 Способы определения глинистости……………………………………...20

2.2.1 Метод потенциалов собственной поляризации…………………….20

2.2.2 Гамма-метод…………………………………………………………..23

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………………26




Скачать файл (319.5 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации