Краткая геологическая характеристика района работ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Краткая геологическая характеристика района работ



1. Физико-географический очерк

карбонатометрия бурение гидрогеологический

Уренгойское НГКМ было открыто в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа в 1966 г разведочной скважиной, которая прошла сеноманскую газовую залежь на 89 м. Месторождение введено в эксплуатацию в 1978 г. Протяженность месторождения с севера на юг составляет 220 км Площадь месторождения - более 6 тыс. км.

Уренгойское месторождение относится к числу крупнейших газовых месторождений в мире, уступая по запасам только Северное/Южный Парс (Катар/Иран). Его извлекаемые запасы оцениваются до 10 трлн. м3 газа.

Газовые залежи Уренгойского месторождения характеризуются как метановые (CH4 81,35-93,74; C2H6 + высшие 3,50-6,85CH4 - 81-94%). Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) располагается на севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (НГП), приуроченной к одноименной Западно-Сибирской плите - крупной асимметричной впадине, выполненной терригенными отложениями.

Согласно нефтегеологическому районированию Западно-Сибирская НГП подразделяется на десять нефтегазоносных областей, которые выделяются по основным местам скопления нефти и газа, связанным с региональными положительными структурами.

Уренгойское НГКМ приурочено к Уренгойскому мегавалу - крупной пологой брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания, которая является частью еще более крупного Нижнепурского мегавала.

Строение Уренгойского вала осложнено рядом локальных поднятий, которые буквально насыщены газовыми залежами.

Структура осложнена двумя куполами: южным (Уренгойским) c амплитудой 220 м и северным (Ен-Яхинским) c амплитудой 80 м.

Продуктивные отложения представлены песчаниками c линзовидными прослоями алевролитов и глин. Коллекторы гидродинамически связаны между собой и образуют лвушку массивного типа. Пористость коллекторов 25-30%. Покрышкой залежи являются глинистые породы верхнего мела и палеоцена. B нижнемеловых отложениях выявлено свыше 25 залежей газового конденсата, в т. ч. 7 c нефтяными оторочками. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов c резкой литологии, изменчивостью.

2. Стратиграфия

Стратиграфическое расчленение разреза произведено по унифицированной схеме стратиграфии меловых и палеогеновых отложений Западно-сибирской нефтегазоносной провинции.

Меловая система К.

Нижний отдел К1.

Берриас-Валанжин-Готеривский ярус К1b, v, g.

Сактымская свита.

Сложена в основном аргиллитами, с прослоями песчаников, алевролитов. Порода насыщенна углеводородами.

Мощность 880 м.

Тангаловская свита

Сложена песчаником с переслаиванием аргиллита.

Мощность 540 м.

Меловая система К.

Нижний отдел К1.

Баремский-Аптский ярус-Альбский ярус К1br, a, al.

Покурская свита.

Сложена песчаниками, аргиллитами и алевролитами, нередко глинистыми в верхней части песчаник окремнённый.

Мощность 920 м.

Меловая система К.

Верхний отдел К2.

Сеноманский ярус К2s.

Покурская свита.

Сложена песчаником с газоводонасыщенным.

Мощность 180 м.

Туронский ярус К2t.

Кузнецовская свита.

Сложена аргеллитами с переслаиванием глин опоковыдных.

Мощность 54 м.

Коньякский-Сантонский-Компанский ярус К2k, st, km.

Березовская свита.

Сложена, в основном глинами, с прослоями глин опоковидных алевролитов.

Мощность 309 м.

Маастрихтский-Датский ярус K2m, d.

Ганькинская свита.

Сложена аргеллитами с переслаиванием глин опоковыдных.

Мощность 300 м.

Палеогеновая система P.

Палеоценовый отдел Р1.

Тибейсалинская свита.

Сложена глинами с переслаиванием в верхней части песками.

Мощность 238 м.

Эоценовый отдел Р1.

Люпинворская свита.

Сложена, в основном глинами, с прослоями глин опоковидных, глин диатомовых, песка и аргеллита в верхней части.

Мощность 170 м.

Чаганская свита.

Сложена песками с переслаивание глин в верхней и средней части.

Мощность 85 м.

Четверичная система Q.

Представлена аллювиальными, элювиальными, делювиальными, озерно-болотными, ледниковыми отложениями, сложенными песками, суглинками, глинами. Мощность 45м.

3. Тектоника

Уренгойская площадь приурочена к четко выраженной антиклинальной структуре субмеридианального простирания. Максимальная амплитуда поднятия составляет 225 м. Устанавливается 2 купола: - южный, в пределах южной переклинали (УГКП-1АС) и основной, с максимумом поднятия в районе УГКП-8. На севере площади установлено продолжение переклинального погружения структуры в северном направлении. Это погружение выделено в отдельный Таб-Яхинский участок. По новым данным бурения по сравнению с 1979 установлено наличие расширения перешейка между Уренгойской и Ен-Яхинской структурами, в отдельных местах расширение достигает 10-15 км. Ен-Яхинская площадь. В отличие от Уренгойской газоносной площади Ен-Яхинское поднятие представляет собой плоскую изометрическую структуру, близкую к квадратной форме. Крыльевые ее погружения отличаются изрезанностью границ, нередко причудливых очертаний. Максимальная амплитуда поднятия достигает 80 м. Плоский свод структуры, по данным последних построений, несколько увеличился в широтном направлении. Уменьшился этаж газоносности (на 20 м) северо-восточного купольного осложнения, хотя размеры его увеличились. По существу это осложнение представляет собой северо-восточное погружение плоского свода Ен-Яхинской структуры, отделенное от него седловиной до 10 м глубины. На северо-западном крыле выделено небольшого размера погружение внутри газонасыщенной площади, где кровля сеномана опускается ниже газоводяного контакта. Разрывных нарушений по сеноману не установлено. Строение Уренгойского вала в осадочном чехле прослежено по данным бурения. По кровле пласта Уренгойский вал имеет меридиональное простирание и по замыкающей изогипсе 2700 м имеет длину 95 км и ширину 15-21 км. Амплитуда вала 160 м. В пределах вала выделяются наиболее приподнятые северный (скв. 80) и южный (скв. 56) купола, а также более пологая центральная приподнятая зона с двумя вершинами (скв. 104, скв. 58). Северный купол по изогипсе - 2600 м имеет размеры 259 км, амплитуду - 58 м. Центральная зона оконтуривается изогипсой 2610 м, имеет размеры 295,5-10,5 км и амплитуду 29 м. Южный купол по изогипсе 2640 м имеет размеры 22,5 9,5 км амплитуду 71 м. Углы падения западного крыла вала (один-два градуса) более крутые по сравнению с восточным крылом (один градус - один градус 20 минут). По кровле сеномана вал представляет меридионално вытянутую структуру и по оконтуривающей изогипсе - 1200 м имеет размеры 12031 км и амплитуду 240 м. Северный купол и центральная приподнятая зона объединяются в единую структуру, а южный купол выделяется самостоятельно. Падение западного крыла по сравнению с восточным более крутое. Структура Уренгойского вала в меловых отложениях носит «унаследованный» характер. Ось вала в нижнемеловых отложениях практически совпадает с осью вала по сеноманским отложениям. Единственно, в интерале нижнемеловых отложений Уренгойский вал более узкий и с меньшей амплитудой.

4. Нефтегазоносность

В разрезе Уренгойского месторождения выявлено два продуктивных комплекса: сеноманский и нижнемеловой. Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 1000-1200 м и представлен единой газовой залежью, которая введена в промышленную эксплуатацию в 1978 на максимальный объем добычи газа 250 млрд. м3 в год. По существу система структур, составляющих собственно Уренгойскую антиклиналь и примыкающих к ней поднятий (Ен-Яхинское, Песцовое и Северо-Уренгойское) являются одной крупнейшей залежью, обьединенной единым водогазовым разделом. Отделяются структуры от Уренгойской залежи различными по ширине и высоте седловинами. Наиболее широкая седловина связывает Уренгойскую структуру с Ен-Яхинской (до 20 км), наиболее узкая (до 5 км) Северо-Уренгойской.

Фильтрационно-емкостные параметры:

- открытая пористость 28-35%;

- проницаемость 0,3 мкм2 - 3,5 мкм2;

- газонасыщенность 70 74%;

- начальное пластовое давление 12,25 МПа;

- средняя температура залежи 31С.

Нижнемеловой газоконденсатный комплекс залегает в интервале глубин 1750-3650 м и характеризуется многопластовостью, наличием в разрезе значительного количества газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей, низкими фильтрационно-емкостными характеристиками коллекторов, относительно высоким начальным содержанием тяжелых углеводородов в пластовом газе и другими особенностями. Залежь на Южном куполе газоконденсатная, но на восточном борту структуры выявлена нефтяная оторочка козырькового типа.

Таким образом, залежи продуктивных пластов, включенных имеют распространение в пределах Центральном приподнятом и Южном куполах. При этом максимальная площадь газоносности и газонасыщенные объемы приурочены к Южному Куполу.

5. Гидрогеологические особенности района

Территория Уренгойского газоконденсатного месторождения представляет собой заболоченную полого-холмистую равнину, слаборасчлененную речными долинами, покрытую многочисленными озерами и криогенными формами (бугры пучения, термокарст и др.) Абсолютные отметки поверхности на площади колеблются от +18 до +80 м. Район находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород, температура которых понижается с юга на север на 1 градус оС на 100 км. Строение многолетнемерзлых толщ от монолитного на Северо-Уренгойском месторождении, до слоистого в долинах рек на юге Уренгойской площади. Глубина залегания ММП от 0 до 360-500 м. Температура ММП от минус 1 до минус 5 °С. Температурный градиент по толще ММП (средний) - 3,8 °С на 100 метров разреза. В разрезе ММП имеются также межмерзлотные региональные талые породы, к которым приурочены водоносные горизонты. Все водоснабжение города Новый Уренгой и локальных водозаборов газовых промыслов осуществляется благодаря развитию этих таликов. Климат резко континентальный, с холодной зимой и коротким прохладным летом. Средняя зимняя температура составляет минус 17 °С. Самые холодные месяцы года - декабрь, январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают (от минус 50 до минус 55) °С и часто сопровождаются сильными ветрами. Безморозный период - с середины июня до середины сентября. Самый теплый месяц - июль. Его средняя температура колеблется от +6 до +15 °С.

6. Описание технологических процессов наблюдаемых в процессе практики

Во время прохождения производственной практики я наблюдал следующие процессы:

- Наклонно-напракленное бурение.

- Шаблонировка ствола скважины.

- Спуск обсадной колонны в скважину.

- Цементаж обсадной колонны.

Наклонно-направленное бурение.

Наклонно-направленное бурение - способ сооружения скважин c отклонением от вертикали по заранее заданному направлению. Наклонно-направленное бурение применяется как при бурении скважин на нефть и газ, так и при разведке твёрдых пород. Наиболее эффективная область использования наклонно-направленное бурение - при разработке в болотистых или сильно пересечённых местностях и в случаях, когда стр-во буровых может нарушить условия охраны окружающей среды. Наклонно-направленное бурение применяют также при бурении вспомогательных скважин для глушения открытых фонтанов, при многоствольном бурении или отклонении нижней части ствола вдоль продуктивного горизонта c целью увеличения дренажа.

Наклонно-направленное бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется по специальным профилям. Профили скважин могут варьироваться, но при этом верхний интервал ствола наклонной скважины должен быть вертикальным, c последующим отклонением в запроектированном азимуте.

Существуют два способа наклонно-направленного бурения на нефть и газ:

Первый (распространён в США) представляет собой прерывистый процесс проводки скважин c использованием роторного бурения (применяется c нач. 20 в.). При этом способе c забоя скважины долотом меньшего диаметра, чем диаметр ствола скважин, забуривается углубление под углом к оси скважины на длину бурильной трубы (рис. 1) c помощью съёмного или несъёмного клинового либо шарнирного устройств. Полученное таким образом направление углубляется и расширяется. Дальнейшее бурение ведётся долотом нормального диаметра c сохранением направления c помощью компоновки низа бурильной колонны, оснащённой стабилизаторами.

Второй способ (применяется в CCCP), предложенный P.A. Иоаннесяном, П.П. Шумиловым, Э.И. Тагиевым и M.T. Гусманом в нач. 40-x гг. 20 в., основан на использовании турбобура либо др. забойного двигателя. Этот способ представляет собой непрерывный процесс набора искривления и углубления скважины долотом нормального диаметра. При этом способе для набора искривления используется такая компоновка низа бурильной колонны, при которой на долото в процессе бурения действует сила, перпендикулярная его оси (отклоняющая сила). B этом случае весь процесс наклонно-направленного бурения сводится к управлению отклоняющей силой в нужном азимуте. Создание отклоняющей силы может осуществляться различными путями. Если турбобуродносекционный, то для получения необходимой отклоняющей силы достаточно иметь над турбобуром переводник c перекошенными резьбами, либо искривлённую бурильную трубу. При пропуске турбобура в скважину изогнутая часть компоновки над турбобуром за счёт упругих деформаций стремится выпрямиться, a в сечении изгиба возникает момент силы. Отклоняющая сила в этом случае равняется моменту силы, разделённому на расстояние от сечения изгиба до долота. Интенсивность набора угла искривления при описанной выше компоновке будет невысокой, a предельный угол искривления - менее 30°. Для более интенсивного набора искривления сечение изгиба, где возникает момент упругих сил, переносят ближе к долоту. Для этой цели применяются спец. шпиндели и турбобуры. Так как при таких шпинделях резко увеличивается отклоняющая сила, то интенсивность набора угла искривления и предельная величина искривления существенно увеличиваются.

Ha интенсивность набора угла искривления влияет также частота вращения долота и скорость подачи бурильной колонны в процессе бурения. Чем выше частота вращения долота и чем меньше скорость подачи бурильной колонны, тем интенсивнее, под действием отклоняющей силы, происходит фрезерование стенки скважины и тем интенсивнее искривление. Наибольшая интенсивность искривления может быть получена при применении в нижней части турбобура эксцентричного ниппеля, который позволяет выводить ствол скважины в горизонтальное положение.

Прямолинейные наклонные участки ствола скважины бурятся c компоновками, оснащёнными стабилизаторами. Ориентирование отклоняющей силы в нужном азимуте может осуществляться визирным спуском бурильной колонны либо c помощью инклинометра при установке над турбобуром диамагнитной трубы и магнитным устройством, расположенным в плоскости действия отклоняющей силы. Указанные методы ориентирования отклоняющей силы должны учитывать угол закручивания бурильной колонны, возникающий из-за реактивного момента турбобура, что в некоторой степени отражается на точности ориентирования.

Шаблонировка ствола скважины.

Подготовка ствола скважины к спуску эксплуатационной колонны проводятся по обычной технологии шаблонирования. Проводится комплекс геофизических исследований с целью определения диаметра скважины для цементирования и установки оборудования. Шаблонируют скважины обычно после проработки и это является заключительной операцией по подготовке ствола под спуск колонны. Проработку рекомендуется проводить роторным способом, так как при этом гарантируется постоянное вращение долота, а вращающая колонна бурильных труб улучшает условия выноса шлама из скважины.

Спуск обсадной колонны в скважину.

Последовательность спуска секций в скважину и использование вспомогательных элементов (центраторы, скребки, турбулизаторы и др.) определяются конструкцией обсадной колонны, предусмотренной в индивидуальном плане работ по ее подготовке, спуску и цементированию, который разрабатывается технологическим или производственно-технологическим отделом. Во время спуска осуществляют строгий контроль за соблюдением порядка комплектования колонны в соответствии с планом по группам прочности стали и толщине стенок труб.

Сначала в скважину спускают низ обсадной колонны, включающий башмак, заливочный патрубок, обратный клапан и упорное кольцо. Все элементы низа колонны рекомендуется свинчивать с использованием твердеющей смазки на основе эпоксидных смол. Использование обратного клапана обязательно, если в скважине имелись газопроявления. Надежность работы клапана на пропуск жидкости проверяют на поверхности посредством пробной циркуляции с помощью цементировочного агрегата, который подключают к компоновке. Затем в порядке очередности спуска к устью скважины подают обсадные трубы и перед наращиванием их шаблонируют. Со стороны муфты в трубу вводят жесткий цилиндрический шаблон. Во время спуска обсадной колонны ведут документальный учет каждой наращиваемой трубы, в нем указывают номер трубы, группу прочности стали, толщину стенки, длину трубы, отмечают суммарную длину колонны и общую ее массу. На заметку берут все особые условия и осложнения, возникшие при спуске, записывают сведения об отбраковке отдельных труб и их замене.

Скорость спуска колонны поддерживают в пределах 0,3 - 0,8 м/с.

В нашей стране разработан метод секционного спуска обсадных колонн. Длину секций определяют с учетом грузоподъемности буровой установки, состояния скважины и прочности труб. Для спуска обсадных колонн секциями применяют специальные разъединители и стыковочные узлы, обеспечивающие соединение секций в скважине. Все секции, кроме верхней, спускают на колонне бурильных труб, которую после закачки цементного раствора отсоединяют и извлекают на поверхность. Спуск обсадных колонн секциями позволяет значительно снизить нагрузки, возникающие в буровом оборудовании при этих работах, и повысить надежность цементирования. Недостаток этого метода состоит в том, что создается некоторая опасность нарушения герметичности колонны на стыках секций и повышается суммарная продолжительность работ по креплению скважины.

Цементаж обсадной колонны.

Цементирование обсадной колонны - одна из самых ответственных операций, от успешности которой зависит дальнейшая нормальная эксплуатация скважины.

Способ цементирования выбирают в зависимости от вида колонны, спущенной в пробуренный ствол (сплошной или хвостовика). Одноступенчатое цементирование. После окончания спуска сплошной эксплуатационной колонны в процессе подготовки скважины к цементированию, колонну обсадных труб периодически расхаживают и непрерывно промывают скважину для предотвращения прихвата колонны, башмак ее устанавливают на 1-2 м выше забоя, устье оборудуют цементировочной головкой и закачивают расчетный объем цементного раствора. Прокачав расчетное количество цементного раствора, отвинчивают стопорные болты на цементировочной головке и закачивают расчетное количество продавочного бурового раствора. Как только заливочная пробка дойдет до упорного кольца «стоп», наблюдается резкий подъем давления, так называемый удар. На этом процесс цементирования заканчивается. Краны на головке закрывают, и скважину оставляют в покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора. При цементировании неглубоких скважин с небольшим подъемом раствора за колонной в качестве продавочной жидкости применяют обычную воду.

Цементирование хвостовика. После промывки ствола скважины на устье ее устанавливают цементировочную головку, в которую вставляют верхнюю секцию разделительной заливочной пробки. Закачивают расчетное количество цементного раствора, который продавливают буровым раствором или водой. Когда раствор будет продавлен в объеме, равном внутреннему объему бурильных труб, верхняя секция пробки войдет в нижнюю и перекроет отверстия кольца. При этом давление в бурильных трубах резко возрастет. Шпильки, удерживающие нижнюю секцию в переводнике, срезаются, и обе секции, как одно целое, перемещаются вниз по хвостовику до резкого подъема давления. После этого колонну необходимо посадить на забой, и путем вращения инструмента по часовой стрелке освободить бурильные трубы с переводником от хвостовика и вымыть излишек цементного раствора. Через 16-20 часов следует определить высоту подъема цемента за колонной, оборудовать устье скважины, испытать колонну на герметичность и перфорировать в интервале продуктивного пласта.

Заключительный этап процесса восстановления скважины методом зарезки и бурения второго ствола - испытание эксплуатационной колонны на герметичность, перфорирование отверстий против продуктивного горизонта и освоение скважины (вызов притока нефти или газа из пласта).

7. Описание выполняемых работ

В процессе прохождения практики я выполнял следующие работы:

- Отбор шлама в процессе бурения.

- Люминесцентно-битуминозный анализ.

- Газовый каротаж в процессе бурения

Отбор шлама в процессе бурения.

При проведении геолого-геохимического контроля большое значение имеет своевременный и качественный отбор шлама.

Отбор шлама производится в желобной системе у устья скважины в потоке выходящего бурового раствора с применением шламоотборников непрерывного или эпизодического действия (отбор следует производить в строго определенном месте). Допускается отбор шлама с вибросита, если площадь ячейки сита не более 4 мм. Отбор производится непосредственно на сетке с помощью скребка. В летнее время на сбросе с вибросита можно устанавливать шламонакопитель удлиненной формы. Так как зимой возможно замерзание шлама в накопителе, то шлам удобней отбирать непосредственно с сетки. Наиболее информативной фракцией являются частицы размером 3-7 мм. Место преимущественного сбора этой фракции будет зависеть от перераспределения частиц шлама при движении по виброситу. Частицы крупнее 7 мм характеризуют обвальную породу и представляют собой остроугольные обломки, порой больших размеров. При использовании долота истирающего типа диаметром шлам представляет собой мелкие частицы размером 0,5-3 мм или даже разбивается до отдельных зерен и выносится в очень небольшом количестве.

При исследовании по всему разрезу, интервал отбора проб шлама не должен превышать 10 м, на перспективных участках разреза - не более 1-2 м. В случае детализации разреза, появления газовой аномалии или «провала» инструмента отбор шлама производится вне зависимости от отбора предыдущей пробы. Время отбора выбирается таким, чтобы обеспечить получение шлама с интервала проходки 0.5-1 м.

Порядок исследования шлама:

Отбор представительных проб шлама (в зависимости от комплекса исследований). Отбор производится в желобной системе как можно ближе к устью скважины. После каждого отбора желобная система очищается от осажденного шлама. Промыть шлам. Промывку осуществлять тщательно, а при отборе глинистых отложений отбирать два образца для определения качественных и количественных характеристик глин. При этом один образец промывается до полного вымыва глин. При промывке образцов шлама обращать внимание на резинотехнические включения (обычно черного цвета в виде стружки плавают или большого размера в этом случае находятся в потопленном состоянии) и в случае обнаружения сообщать мастеру и бурильщику в обязательном порядке. Проверить магнитом образец шлама на наличие металлических включений. При наличии металлических включений охарактеризовать их происхождение и при необходимости сообщить мастеру и бурильщику. Проверить пробу шлама на количественную оценку светящихся шламинок в штатном люминоскопе (во влажном и сухом состоянии).

Провести описание шлама (шлам описывается во влажном состоянии).

Отобрать пробы для проведения карбонатометрии и ЛБА.

Провести сушку шлама и проб.

Провести фракционный анализ шлама с использованием набора фракционных сит для определения информационной фракции и обвальной фракции. При возрастании процентного отношения «обвалки» или фракции менее 1мм, что может характеризовать ухудшение выносных свойств промывочной жидкости при неизменном режиме бурении и диаметре долота, сообщать мастеру и бурильщику с указанием литологической разности обвальной породы. Провести люминесцентно-битуминозный анализ каждой литологической разности пород с использованием штатного люминоскопа (анализ проводится согласно технической инструкции по эксплуатации данного прибора). Качественные показатели оформлять согласно классификации Флоровской В.Н. При работе с прибором следует соблюдать инструкцию по работе с кислотой и хлороформом.

Провести карбонатометрию.

Упаковать каменный материал в пакеты. Шлам хранится на станции и по требованию заказчика передается ему с составлением акта о передачи.

Люминесцентно-битуминологический анализ. Анализ основан на свойстве битуминойдов при их облучении ультрафиолетовыми лучами испускать “холодное” свечение, интенсивность и цвет которого позволяют визуально оценить наличие и качественный состав битумоида в исследуемой породе. Для визуального просмотра из пробы шлама отбираются сухие частицы основной породы, не загрязненные буровым раствором, и просматриваются под люминесцентным осветителем. Присутствие битумоидов обнаруживается по свечению углеводородов, находящихся в порах и трещинах горных пород, вызванному облучением ультрафиолетовыми лучами. После визуального просмотра шлама производится капельно-люминесцентный анализ, для чего отбирается 5-7 г сухих частиц шлама основной породы. Шлам измельчается в ступке и просеивается через сито с размерами отверстий 0,25 мм. Навеска помещается в виде конуса на предварительно обработанный хлороформом лист фильтрованной бумаги. На вершину конуса наносятся из пипетки 20 капель хлороформа, который, вынимая из породы битумоиды, образует на поверхности бумаги пятно диаметром 1-3 см. После испарения растворителя (8-10 мин) порошок с бумаги удаляется и в ультрафиолетовых лучах оценивается интенсивность свечения пятна и цвет люминесценции (по Флоровской В.Н.).

Условные обозначения люминесцентно-битуминологического анализа (ЛБА) (по Флоровской В.Н.)

Бал	Форма свечения вытяжки
	1

Размещено на http://www.allbest.ru/

	2

Размещено на http://www.allbest.ru/

	3

Размещено на http://www.allbest.ru/

	4

Размещено на http://www.allbest.ru/

	5

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тип битумоида	Цвет люминесценции капиллярных вытяжек	Компонентный состав вытяжек
ЛБ. Легкий битумоид	БГ - беловато-голубоватый	Углеводородные флюиды, не содержащие смол и асфальтенов
МБ. Маслянистый битумоид	Б - белый, ГЖ - голубовато-желтый, БЖ - беловато-желтый	Нефти и битумоиды с низким содержанием смол и асфальтенов.
МСБ. Маслянисто-смолистый битумоид	Ж - желтый, ОЖ - оранжево-желтый, О - оранжевый, ЖК - желтовато-коричневый	Нефти и битумоиды с содержанием масел более 60 %, асфальтенов 1-2 %.
СБ. Смолистый битумоид	ОК - оранжево-коричневый, СК - светло-коричневый, К - коричневый	Нефти и битумоиды с содержанием асфальтенов 3-20 %.
САБ-1. Смолисто-асфальтеновый битумоид	ТК - темно-коричневый, ЗК - зелено-коричневый, КК - красно-коричневый	Битумоиды с содержанием асфальтенов более 20 %
САБ-2. Смолисто-асфальтеновый битумоид	ЧК - черно-коричневый, ЧЗ - черно-зеленый, Ч - черный	Битумоиды с содержанием асфальтенов более 30 %



Кроме типов битумоидов по капиллярным вытяжкам определяется наличие других веществ:

Визуальные признаки	Тип вещества
Черные нелюминесцирующие частицы на поверхности фильтра	Углефицированные остатки
Воскообразный налет	Твердые парафины
Темные нелюминесцирующие полоски с желтоватым блеском при дневном свете	Сера

К отрицательным факторам, влияющим на снижение информативности люминесцентно-битуминологического анализа, относятся добавки в буровой раствор нефти, дизтоплива и т.п. Если результаты люминесцентного анализа проб шлама и нефти (введенной в раствор) на фильтровальной бумаге идентичны, то ЛБА проводится только на образцах керна.

Газовый каратаж в процессе бурения.

Газовый каротаж основан на изучении количества и состава газа, попавшего в буровой раствор из разбуриваемых или вскрытых скважиной пластов, содержащих углеводородные газы. Газовый каротаж используется для выделения нефтегазосодержащих пластов, выделения зон АВПД, предупреждения выбросов нефти и газа.

По способу проведения исследований различают газовый каротаж в процессе бурения и газовый каротаж после бурения.

При газовом каротаже в процессе бурения непрерывно измеряется суммарное содержание газовых сумм углеводородных газов и периодически (с дискретностью равной времени одного цикла анализа на хроматографе) компонентный состав УВГ, попавших в буровой раствор из разбуриваемых горных пород. Газовый каротаж после бурения включает непрерывное измерение УВГ и периодическое измерение компонентного состава газа, попавшего в буровой раствор в результате диффузии или фильтрации УВГ из водо-нефте-газоносных пластов при простое скважины.

Размещено на Allbest.ru