Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

В последнее время в практику ГТИ внедряются новые (для гео- лого-технологических исследований) физико-химические мето­ды исследования образцов горных пород и промывочной жид­кости, расширяющие возможности собственно геологических оперативных исследований, комплекс которых достаточно из­вестен [161].

В первую очередь — это метод инфракрасной абсорбционной спектрометрии с помощью фильтрового инфракрасного (ИК) ана­лизатора [94, 105, 106, 153].

Метод ИК-спектроскопии является наиболее универсальным методом изучения вещества во всех агрегатных состояниях по спектрам поглощения. Метод позволяет получить сведения о структуре вещества, характере связей, структурной роли отдель­ных элементов в молекулах и в кристаллической решетке.

При прохождении через вещество инфракрасных лучей про­исходит возбуждение колебательно-вращательных уровней мо­лекул. Если частота ИК-излучения совпадает с частотой колеба­ний молекулы, то происходит резонансное поглощение энергии с образованием полосы поглощения. Полоса поглощения харак­теризуется частотой или длиной волны, формой и интенсивно­стью. Положение полосы в спектре используется для качествен­ной интерпретации исследуемого вещества, а интенсивность по­лосы характеризует количественное содержание исследуемого компонента в составе анализируемого вещества [105, 106].

С помощью ИК-анализа определяют [94, 105, 106]:

— нефтесодержание промывочной жидкости;

— нефтебитумосодержание горных пород;

— содержание связанной воды в минералах сложного состава;

— минеральный состав осадочных пород;

— минеральный состав промывочной жидкости.

ВНИГИК финансировал разработку новой модели ИК-анали-

затора с микропроцессорным управлением и обработкой результа­тов измерений. Первая партия приборов выпущена в 1993 году.

Разрабатываются методы анализа образцов горных пород, ПЖ и флюидов, основанные на сочетании различных видов излуче­ния (ИК и СВЧ) [27], что позволяет повысить экспрессность и точность анализа.

Пиролитический анализ

В процессе бурения поисково-разведочных скважин перед гео­логами возникает целый ряд вопросов, таких как:

— присутствие органического вещества;

— присутствие свободных углеводородов (нефть, газ);

— «зрелость» органического вещества;

— тип скопления: порода-источник (нефтегазоматеринская порода) или коллектор.

Применяемые методы люминесцентно-битуминологических исследований и хроматографический анализ не всегда дают од­нозначный ответ на эти вопросы.

Разработанный французским Институтом Нефти, фирмами ЛАБОФИНАи ГЕОСЕРВИС [190] новый метод пиролитическо­го анализа, позволяющий проводить выполнение геохимических исследований непосредственно на буровой, дает систематическую и количественную информацию о породах посредством выпол­нения периодического анализа поступающих на поверхность образцов породы.

Запись геохимических характеристик, получаемая на буровой в процессе бурения с помощью прибора для пиролитического анализа («Пирологгер»), позволяет:

Рис. 11.3. Блок-схема прибора «Пирологгер» [190]

— локализовать интервалы между породами-источниками и коллекторами;

— дать точные указания об изменениях геохимических фаций;

— осуществлять корреляцию геохимических характеристик с остальными скважинами площади;

— подготовить программу статистических наблюдений по всей скважине, по всему коллектору или по всему осадочному бассейну;

— составлять геохимические карты;

— выбирать интервалы для выполнения дальнейшего деталь­ного лабораторного анализа (состав углеводородов, тип керогена и т. д.) [190].

Принцип метода состоит в том, чтобы путем изменения тем­пературных параметров вызвать искусственную эволюцию ор­ганического вещества, сократив время, необходимое для обра­зования углеводородов, от нескольких миллионов лет до не­скольких минут.

На рис. 11.3 показана блок-схема прибора «Пирологгер», а на рис. 11.4 — схема протекания пиролитического цикла.

Сначала образец породы (-0,25 см3) помещается в печь, которая нагревается до 60 °С. Когда температура достигает 300 °С, происходит десорбция свободных углеводородов (газ и нефть). Затем температура печи постепенно растет до зна­чения 600 °С с тем, чтобы обеспечить процесс пиролиза (су-

Рис. 11.4. Схема протекания пироли­тического цикла [190]

Времв(чии)

хой перегонки) керогена, который преобразуется в углеводо­родный газ. В течение всего процесса, протекающего в усло­виях отсутствия кислорода, через печь продувается водород, который также поступает на пламенно-ионизационный де­тектор (ПИД).

Регистрируемый ПИД сигнал характеризуется двумя пи­ками: пик 5, представляющий собой комбинацию из двух сиг­налов 5^ + которые отвечают свободным углеводородам — газу и нефти; пик Бг, соответствующий процессу пиролиза керогена.

Данные пики выявляются микропроцессором, который изме­ряет площадь под кривыми пиков, что позволяет определить ве­совые содержания углеводородов в объеме породы (кг/м3).

Микропроцессор указывает значение максимальной темпера­туры пика £2 и рассчитывает величину «Показателя местного содержания углеводородов» (ПМСУ) по формуле:

ПМСУ = е

Микропроцессор управляет также работой механических час­тей, программированием температуры печи и выполняет калиб­ровки и автоматические тесты. Кроме того, он осуществляет управление операциями ввода/вывода на клавиатуре, дисплее, печатающем устройстве и регистраторе.

Размеры прибора «Пирологгер» — 50x50x50 см, вес — 45 кг, напряжение питания — 220 В, потребляемая мощность — 650 Вт, давление поступающего воздуха — 3 кгс/см2, потребле­ние воды — 1 литр/месяц.

Отечественной промышленностью освоены приставки к хро­матографам для пиролитического анализа, но их возможности (экспрессность, точность, удобство в работе) резко отличаются от прибора «Пирологгер». Задачей ближайшего будущего явля­ется создание отечественного прибора, не уступающего по сво­им характеристикам прибору «Пирологгер» [190].

Селективная ионометрия

Появление лабораторных и промышленных электродов [190, 191] позволяет ставить вопрос о внедрении в практику ГТИ селек­тивной ионометрии по промывочной жидкости, с помощью ко­торой можно непрерывно определять следующие химические характеристики промывочной жидкости: pH, еН, рС1, р.(, р№, рК, рСа, рМе, р02, рС02 и др.

При организации разностных (по приращению) измере­ний на входе в скважину и на выходе из нее с помощью се­лективной ионометрии можно решать целый ряд геологиче­ских задач, таких как: идентификация водонасыщенных пла­стов-коллекторов, выделение зон АВПД и др. [49, 169]. На рис. 11.5 показан пример выделения зон АВПД по измене­нию физических свойств ПЖ, а на рис. 11.6 — по изменению химических свойств ПЖ.

Селективная ионометрия может с успехом применяться при работе со шламом и образцами пластовых флюидов. Опробова­ние селективной ионометрии намечается проверить в лаборато­рии геологических исследований (ЛГИ), входящей в состав ап — паратурно-методического комплекса «Разрез».

Рис. 11.5. Пример выделения зон АВПД по изменению физических свойств ПЖ [79]

Рис. 11.6. Пример выделения зон АВПД по изменению химических свойств ПЖ [79]

Универсальный геохимический комплекс компьютерной масс-спектрометрии «ГЕОПРОБА»

В 1996 г. компанией «Геоэлектроника сервис» в составе постав­ляемых в ОАО «Сургутнефтегаз» компьютеризированных стан­ций СГТ-К «Разрез-2» был опробован универсальный геохими­ческий комплекс компьютерной масс-спектрометрии «ГЕОПРО­БА», выпускаемый в республике Беларусь (г. Минск).

Комплекс «ГЕОПРОБА» является современным универсаль­ным аналитическим комплексом для нефтепоисковых геохими­ческих исследований.

Конструкция, надежность, габариты и вес позволяют исполь­зовать прибор в мобильных станциях ГТИ непосредственно на скважине для проведения газового каротажа, анализа керна и шлама и анализа пластовой воды.

Основные характеристики комплекса Определяемые компоненты: углеводороды С,—С28; неуглево­дородные газы — Н2Б, Б02, С02, Не, Аг, Н2, 02; вода;

карбонатные и сульфидные минералы.

Чувствительность: газовый анализ — 10 3% объемных; анализ керна и шлама — 10_3% весовых; анализ пластовой воды —

0, 003 мг/л.

Производительность: в режиме газового каротажа — непрерывно (2 с на один определяемый компонент) с обновлением информации через 20—30 с; в режиме анализа проб керна, шлама и пластовой воды — от 2-х до

10 анализов в час в зависимости от режима анализа.

Характеристика питающей сети, В (Гц)………………………………… 220 (50)

Потребляемая мощность, кВт……………………………………………………… 0,8

Габарит, мм Масса, кг….

1000x600x500 85

Внешний вид комплекса «ГЕОПРОБА» показан на рис. 11.7.

Режимы работы комплекса «ГЕОПРОБА»

Газовый каротаж

Комплекс «Геопроба» может непрерывно регистрировать содер­жание углеводородов (С,—С6), сероводорода, гелия, аргона, уг-

лекислого газа, водорода, кислорода и азота, содержащихся в буровом растворе с чувствительностью 10^2— 1СН% об. Результа­ты анализа выводятся на монитор и графопостроитель в виде диаграммы с выделением участков разреза, аномальных по со­держанию углеводородов, сероводорода, гелия, аргона или их соотношению.

Анализ пластовой воды

Вода, полученная при опробовании, помещается в специальное устройство, обеспечивающее нагрев и подачу образующейся па­рогазовой смеси в анализатор. Определяемыми компонентами являются: бензол, толуол, ксилолы и другие углеводороды, се­роводород и гелий. Нижний предел обнаружения составляет

0, 003 мг/л (по бензолу).

Анализ керна и шлама

Пиролитический анализ керна и шлама соответствует програм­ме «ROCK-EVAL» как по набору регистрируемых параметров, так и по величине навески образца, температурному режиму, рас­ходу газа носителя. Определяемыми показателями являются: со­держание в породе свободных углеводородов (S,), углеводородов пиролиза (S2), пиролитического С02 (S,), остаточного органиче­ского углерода (ТОС) и температура максимума пика S2 (Гш). На основе этих данных устанавливаются: степень зрелости и преобразованное™ керогена, суммарный нефтяной потенциал, водородный и кислородный индексы (показатели элементного состава керогена).

Анализ по программе «ГЕОПРОБА», максимально реализую­щий возможности масс-спектрометрического детектора, допол­нительно позволяет определять содержание свободной и связан­ной воды в образце, групповой и фазовый состав свободных и пиролитических УВ, содержание специфических соединений (биомаркеры), элементный (С, Н) и изотопный (С13/С12) состав керогена. Кроме того, может определяться содержание карбо­натных и сульфидных минералов (сидерит, кальцит, доломит, пирит) в породе, сернистых и кислородных соединений в соста­ве битумов и керогена.

За 1996 г. было проведено опробование комплекса «ГЕОПРО­БА» при бурении 16 наклонно-направленных и горизонтальных скважин на Федоровском месторождении Сургутского района в режиме «Газовый каротаж» совместно с хроматографом и сум­марным 2-х канальным газоанализатором. Параллельно прово­дилась работа по совершенствованию программно-методическо­го обеспечения и выработке критериев интерпретации получае­мых результатов (совместно с разработчиками комплекса), а так­же по усовершенствованию методики работы с комплексом.

Результаты опробования показали неоспоримые преимуще­ства комплекса «ГЕОПРОБА» перед хроматографом как по пол­ноте получаемой информации (до 15 углеводородных и неугле­водородных компонентов), так и по времени анализа (экспресс — ность по отношению к хроматографу у комплекса «ГЕОПРОБА» выше в 14—15 раз, анализ идет непрерывно).

Благодаря этому впервые удалось получить детальность ис­следований, позволяющую выделять в разрезе нефтегазонасы­щенные пропластки менее 1 м, а также выделять участки разре­

за, имеющие принципиально иной состав газа (до 60% пластово­го азота, остальное — углеводороды; до 35% углекислого газа, остальное — углеводороды и т. п.). Это обстоятельство открывает широкие перспективы по оперативному решению таких задач, как выделение границ ГНК и ВНК, обнаружение в разрезе «за­печатанных» ловушек с аномальным составом попутного газа и другим пластовым давлением и т. п.

На рис. 11.8 показан фрагмент временной диаграммы, полу­ченной в режиме «Газовый каротаж», а на рис. 11.9 — фрагмент диаграммы в функции глубин по горизонтальным скважинам Федоровского месторождения с выделением нефтенасыщенных участков горизонтальной части ствола.

Проведены первые измерения по методике «РОК-ЭВАЛ» на малых навесках керна и шлама, по которым получены положи­тельные результаты.

Четыре комплекса «ГЕОПРОБА» работают в штатном произ­водственном режиме, во всех последующих поставках компьюте­ризированных станций СГТ-К «Разрез-2» комплексы «ГЕОПРО­БА» поставляются вместо хроматографов в штатной комплектации, так как после совместного опробования от поставок хроматогра­фов заказчик (ОАО «Сургутнефтегаз») отказался, отдав предпочте­ние масс-спектрометрам, имеющим значительно большие анали­тические возможности и разрешающую способность.

Исходя из этого следует ожидать, что в ближайшие годы масс- спектрометрические комплексные анализаторы полностью вы­теснят хроматографический анализ из комплекса геолого-техно­логических исследований.

(С! + … +Св) —- (Сг*С**С&). ф,*Оа)/(сг>Сг)г — + ‘C&J 0.100

Глу5ЧН*.г М.

суSo<J

Рис. 11.8. Временная диаграмма данных масс-спектрометра в режиме «Газо­вый каротаж». Скв. № 5997, куст 451, пл. Федоровская

Рис. 11.9. Пример выделения пласта-коллектора поданным объемного газосодержания и масс-спек — трометрии. Скв. № 5139/449, пл. Федоровская

Комментарии запрещены.