Геохимические методы исследования скважин

Геохимические методы исследования скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

Введение 3

1. Физико-химические  основы и методика геохимических  методов 3

1.1 Газовый  метод 3

1.1.1 Газометрия во время бурения 3

1.1.2. Газометрия после бурения 6

1.2 Люминесцентно-битуминологический  метод 7

1.3. Метод избирательных  электродов. 8

1.4. Гидрогеохимический  каротаж (ГГХК) 9

2. Применение  геохимических методов 9

2.1. Газовый  метод 9

2.2. Люминесцентно-битуминологический  метод 10

2.3. Гидрогеохимический  каротаж 12

Список литературы 14

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Двадцатое столетие характеризовалось  бурным развитием геохимии нефти  и газа. Особенно широко геохимические  исследования нефти и газа, рассеянного  органического вещества (ОВ) современных  и ископаемых осадков нефтегазоносных  бассейнов внедрялись в практику нефтегазопоисковых работ, начиная, с 40-х – 50-х годов. Геохимические методы позволяют более достоверно прогнозировать перспективы нефтегазоносности крупных территорий, разработать количественные методы прогноза нефтегазоносности, давать раздельную оценку перспектив нефте- и газоносности нефтегазоносных бассейнов. Комплекс геологических и геофизических методов поисков нефти и газа на базе «антиклинальной» теории решает задачу поисков нефтегазоносных структур. Следует отметить, что не все структуры, выявляемые геофизическими методами, впоследствии подтверждаются глубоким бурением. И далеко не все подтвержденные глубоким бурением структуры нефтегазоносны. Это вынуждает совершенствовать методику, изыскивать более эффективные модификации методов, повышающие результативность поисков. Задачей геохимических методов являются поиски не ловушек, а месторождений нефти и газа. Таким образом на данный момент геохимические исследования (геохимический каротаж) являются одним из эффективных методов изучения разрезов скважин.

К геохимическим методам, получившим развитие при изучении разрезов скважин, следует отнести газовый, люминесцентно-битуминологический, метод  избирательных электродов и гидрогеохимический каротаж.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Физико-химические  основы и методика геохимических  методов

 

1.1 Газовый  метод 

Газовый каротаж — метод  измерения, позволяющий определить количество углеводородных газов, поступающих  в глинистый раствор при бурении  скважины.

Результаты газового каротажа позволяют выделить газонасыщенные пласты. Идея метода была выдвинута М. В. Абрамовичем, а его первоначальная разработка произведена М. И. Бальзамовым и В. А. Соколовым [7].

1.1.1 Газометрия во время бурения

Углеводородные газы нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений  имеют различный качественный и  количественный состав. Так газы нефтяных месторождений содержат до 50 - 60 % метана и до 40 50 % тяжелых углеводородов -  этана, пропана, бутана и парообразных углеводородов - пентана, гексана и др. В газовых месторождениях тяжелых углеводородов немного (не более 2—3%), в то время как количество метана достигает 97—98%. Более высокая концентрация тяжёлых углеводородов свойственна конденсатным залежам. В составе пластовых газов встречаются также сероводород, углекислый газ, азот, водород и другие газы. Пластовые воды тоже содержат растворенные газы. Газонасыщенность поземных вод нефтегазоносных провинций колеблется от 0,5 до 5 м3/м3. Основными газовыми   компонентами, растворенными в воде, являются азот и метан, в небольших количествах отмечается кислород, аргон, гелий, сероводород, этан, пропан и другие гомологи метана. В некоторых районах (Кавказ) в Пластовых йодах преобладает углекислый газ.

В водах, контактирующих с  залежами нефти и газа, преобладают  углеводороды, причем, вблизи нефтяных месторождений заметно увеличение количества тяжелых углеводородов. Иногда состав газовой смеси, растворенной в пластовой воде, мало отличается от компонентного состава газа, выделяющегося  из нефтеносных и газоносных пластов, контактирующих с водоносными.

Углеводородные газы в  горных породах могут находиться в свободном и растворенном состоянии, в виде конденсата в водах и  нефтях, я также в сорбированном состоянии.

Свободные и растворенные и воде углеводородные газы по составу (при прочих равных условиях) различаются  незначительно, поскольку коэффициенты растворимости углеводородов в  поде близки. В нефти лучше растворяются тяжелые газообразные углеводороды, благодаря чему растворенный в нефти  газ обогащен ими больше, чем свободный.

Сорбированный газ по составу  заметно отличается от свободного и  растворенного газов. Он обогащен тяжелыми компонентами углеводородных газов, обладающими  самыми высокими коэффициентами адсорбции, возрастающими пропорционально  увеличению молекулярной массы углеводородов (метан, этап, пропан, бутан и т. д.). Горные породы имеют разные сорбционные  свойства по отношению к углеводородам. Например, глинами углеводороды сорбируются  интенсивнее, чем песчаниками. Глинистые  частицы промывочной жидкости практически  не сорбируют углеводородных газов, так как углеводороды не в состоянии  вытеснить с поверхности глинистых  частиц прочно связанную воду. В  процессе бурения скважин газ, нефть  и вода, содержащаяся в пласте, могут  поступать в промывочную жидкость различными путями: благодаря механическому переходу флюида в раствор из выбуренной долотом породы, посредством фильтрационных и диффузионных процессов. Основное газообогащение промывочной жидкости происходит в процессе механического перемещения флюида из объема выбуриваемой породы.

При бурении коллекторов  вследствие некоторого перепада пиления  между промывочной жидкостью  и пластом создаются условия  для проникновения в пласт  фильтрата этой жидкости и происходит заметное оттеснение пластового флюида из коллектора, особенно при наличии з нем крупных пор, трещин и каверн, а также при плохом качестве промывочной жидкости большой водоотдаче). Это явление опережающей фильтрации (или инфильтрации) может привести к искажению данных о газосодержании разбуриваемого пласта, которое необходимо учитывать при интерпретации результатов газометрии скважин в процессе бурения.

Газ, нефть и конденсат, попавшие в процессе бурения в  промывочную жидкость, размешиваются  в пей и транспортируются по скважине от забоя до земной поверхности. На пути следования постепенно снижаются давление и температура жидкости, вследствие чего происходят фазовые превращения газа.

Свободный газ, попав из пласта в промывочную жидкость, постепенно частично или полностью растворяется в ней. Жидкий газоконденсат по мере движения вверх по стволу скважины переходит в газообразное состояние. Газ, образовавшийся из газоконденсата, может частично или полностью растворяться и промывочной жидкости и транспортироваться на земную поверхность в свободном в растворенном состоянии. Аналогичные явления происходят и с нефтью, если имеющийся и ней газ находится лишь в растворенном состоянии. В отличие от конденсата, который весь переходит в газообразное состояние, из нефти выделяется лишь растворенный газ и частично - наиболее легко кипящие жидкие углеводороды.

Растворенный пластовой  воде газ, в незначительном количестве попавший в промывочную жидкость, при транспортировке на земную поверхность  находится, как правило, в том  же растворенном состоянии. При высоком газосодержании пластовой воды газ частично может дойти до поверхности в свободном состоянии и растворенном в промывочной жидкости и нефти, в растворенном и адсорбированном состоянии в шламе и керне.

При подъеме углеводородного  газа с забоя на земную поверхность  первичный его состав, а следовательно, и компонентное соотношение не изменяются, что очень важно при прогнозировании тина залежи [1].

Таким образом, газометрия скважин в процессе бурения основа на том, что находящиеся в газоносных, нефтегазоносных и нефтеносных пластах углеводородные газы при разбуривании пластов переходят в промывочную жидкость и создают в ней зоны повышенной газонасыщенности. Эти зоны при проведении суммарного газового анализа по стволу скважины в процессе бурения отмечаются аномалиями на кривой суммарных газопоказапий ГСУМ и характеризуют пересечение газосодержащих пластов скважиной. Компонентный состав газа определяет тип залежи (газовая, нефтяная, обводненная).

Для проведения работ применяются  газокаротажные станции — автомашины, в которых располагаются газоанализаторы, позволяющие анализировать газ, поступающий из дегазатора, определять присутствие нефти в буровом  растворе и другие. Результаты, полученные при помощи газоанализатора, автоматически  регистрируются в компьютере [8]. Учитывая скорость проходки скважины и её глубину, вносятся поправки, позволяющие более точно определить местоположение залежей нефти и газа по разрезу скважины. Для отбора газа из циркулирующего по скважине глинистого раствора применяют дегазаторы (рис. 1). Содержание газа определяют газоанализатором путем извлечения газа и определения его количества. При бурении скважин с отбором керна газовый каротаж может быть проведен и по кернам.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.1.2. Газометрия после бурения

Газовый каротаж после  бурения проводится при возобновлении  циркуляции промывочной жидкости после  простоя скважины (спуско-подъемных операций, ремонтных и других работ). О газонасыщенности пластов при этом судят по содержанию в промывочной жидкости (глинистом растворе) углеводородных газов, поступающих из пласта в скважину в результате их фильтрации и диффузии. Этот процесс диффузии имеет место при технически правильном бурении скважины (давление столба промывочной жидкости превышает пластовое). В этом случае фронт диффузии, прежде чем попасть в скважину, преодолевает зону проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт и глинистую корку. Интенсивность диффузионного потока возрастает по мере увеличения перепад концентрации и растворимости газов в нефти и воде. Физически свойства промывочной жидкости (вязкость и плотность) не оказывают существенного влияния на диффузионное поступление газа из пласта в раствор.

Существенной задачей  при проведении газового каротажа после  бурения является выбор оптимального времени перерыва циркуляции промывочной  жидкости, необходимого для заметного ее газообогащения. Недостаточный перерыв циркуляции раствора приводит к пропуску залежи, а слишком большой — к значительному его распространению по стволу и затруднению локализации залежи. Проведенные расчеты, подтвержденные практикой, показали, что перерывы в циркуляции промывочной жидкости, вызванные спуско-подъемиыми операциями и другими, связанными с процессом бурения, в большинстве случаев достаточны, чтобы газообогащение раствора достигло величин, определяемых при газовом к гаже после бурения. Оптимальное время перерыва циркуляции промывочной жидкости колеблется в основном от 3 до 20 ч.

При газовом каротаже после  бурения проводится непрерывная  регистрация газосодержания струи промывочной жидкости в течение времени, достаточного для выхода двукратного объема этой жидкости с исследуемой глубины до земной поверхности. После бурения изучение суммарного содержания углеводородных газов ГСУМ производят как в глинистом растворе, заполняющем затрубное пространство, так и находящемся внутри бурильных труб. Газовая аномалия на кривой ГСУМ, соответствующая измерению внутри труб, повторяет (в перевернутом виде) конфигурацию то же аномалии на кривой, полученной в затрубном пространстве, она размещена ниже ее по глубине и характеризуется меньшими показаниями. Измерением двух кривых ГСУМ (в затрубном и внутритрубном пространствах) уточняют привязку газовых аномалий к глубинам и контролируют качество работ.

В период прекращения циркуляции глинистый раствор в результате диффузии обогащается газом в  непосредственной близости от газоотдающего пласта. При погружении бурильных труб происходит вытеснение части глинистого раствора, что собой соответствующие перемещения вверх по скважине аномальной газовой зоны.

.Для определения истинной  глубины размещения аномальных  газопоказаний (до начала спуска бурильных труб) пользуются выражением:

Ни=На+Нк-На*VкVo,

где На — глубина аномальных газопоказаний, зафиксированная на кривой после спуска колонны (в м); Нк — глубина спущенной бурильной колонны к началу циркуляции (в м); Vо — объем 1 м открытого ствола скважины (в л); Vк — объем жидкости (в л), вытесняемой собственно колонной бурильных труб длиною 1 м.

С.помощью газового каротажа после бурения решаются те же Удачи, что и при газовом каротаже в процессе бурения с одной и той же степенью достоверности. Однако газовый каротаж после бурения обладает большей оперативностью, один отряд может обслужить значительное число скважин, что снижает стоимость работ этого вида каротажа [3].

 

1.2 Люминесцентно-битуминологический метод

Люминесцентно-битуминологический анализ ЛБА шлама - это единственный индикатор наличия нефти в вскрытых бурением породах [4]. Он основан на способности нефтей и битумов люминесцировать (светиться) под воздействием ультрафиолетовых лучей. Цвет люминесценции битума определяется главным образом содержанием масляного и смоляного компонентов, люминесцирующих соответственно голубоватым и желто-бурым цветами. Легкие нефти люминесцируют синевато-серым и бледно-желтым, нефть среднего удельного веса - темно-желтым и желтовато-коричневым, тяжелые (окислившиеся) нефти - буровато-коричневыми цветами [1].

Широко используемый в  ГТИ вариант ЛБА - "метод пятна" является его простейшей разновидностью. В этом методе проба размельченного в ступе шлама насыпается в  виде конуса на лист фильтровальной бумаги и смачивается растворителем. В  результате, содержащийся в измельченной горной породе битумоид образует на бумаге пятно, являющееся объектом исследования. По форме пятна судят о количестве битумоидов, а по цвету о их качественном составе. При таком способе формирования объекта исследований невозможно говорить о какой-либо нормализации этого процесса, а следовательно, о сопоставимости результатов исследований и возможности каких-либо обобщений. Более того, оценка объекта исследований производится визуально, поэтому результаты исследований в какой-то мере субъективны [4].

Данный метод обладает высокой чувствительностью. Он позволяет  выявлять в промывочной жидкости малые количества нефти (1,01—0,005 %) [1]. Для повышения чувствительности и получения более надежных данных разработан усовершенствованный вариант  метода капиллярно-люминесцентного  анализа горных пород. Этот анализ используется в компьютеризированном комплексе  ГЕОТЕК для сбора и обработки  данных о процессе бурения. Объектом исследования является капиллярная  вытяжка, полученная следующим образом. Навеска измельченной пробы горной породы помещается в специальный  стаканчик и заливается растворителем (чаще всего хлороформ). Содержащаяся в пробе породы нефть вымывается из навески растворителем. В образовавшийся раствор вертикально устанавливается  полоска предварительно подготовленной фильтровальной бумаги определенных размеров. В процессе подъема нефти по капиллярам бумаги происходит ее разделение (более  легкие компоненты опережают более  тяжелые), и на фильтровальной бумаге после испарения растворителя остается изображение, состоящее в ультрафиолетовом свете из ряда цветных полос. Цвет каждой полосы характеризует тип  битумоида, а параметры люминесценции - его количество. Люминесценция битумоидов после цифрового оптического преобразования наблюдается на дисплее. Оператор выбирает наиболее информативную часть изображения, которая затем подвергается анализу. Для количественных определений необходимо установить границы цветных полос, соответствующие подъему различных битумоидов по капиллярам, что визуально очень сложно ввиду наличия на изображении не четких границ, а зон изменения цветов .

Яркость свечения сначала  интенсивно возрастает пропорционально  содержанию битумов в породе, затем  становится менее интенсивной, а  при содержании битумов более 0,1 % уменьшается (рис. 2) [1].

Люминесцентно-битуминологический анализ проводят с помощью люминоскопа, входящего в комплект газометрических станций.

 

1.3. Метод  избирательных электродов.

Основой метода избирательных  электродов является характерный ионный состав пластовых вод, сопутствующих  некоторым полезным ископаемым. Так, пластовые воды нефтяных месторождений  отличаются высокой концентрацией  ионов хлора С1- и относительно низким содержанием ионов водорода Н+. Такая диспропорция в содержании ионов хлора и водорода оказывает соответствующее влияние на концентрацию их в промывочной жидкости, поэтому по ионному составу последней можно судить о наличии полезных ископаемых в пробуренных породах.

При исследовании разрезов скважин  методом избирательных электродов, применяется скважинная установка, в которой качестве детекторов используются избирательный электрод (сурьмяный - для Н+ хлорсеребряный — для  С1- и сульфатно-свинцовый—для ионов SOi2-) и электрод сравнения (каломелевый электрод). Разность потенциалов между избирательным и электродом и электродом сравнения усиливается и подается по кабелю на поверхность, где регистрируется наземной избирательной аппаратурой. Замеренная разность потенциалов с известным избирательным электродом указывает на наличие и концентрацию определенных ионов и промывочной жидкости, а следовательно, и пластовых водах, и тем самым отражает присутствие полезных ископаемых в пройденных скважиной породах.

Однако полностью методика скважинных измерений и интерпретация  данных метода избирательных электродов не разработана [1].

1.4. Гидрогеохимический  каротаж (ГГХК)

Новый метод исследования скважин, основанный на электрохимических  методах анализа состава флюида и позволяющий решать разнообразные  задачи научно-исследовательского и  производственно-технологического характера, как в процессе разведки, так и  в процессе разработки месторождений

ГГХК основан на применении потенциометрии, то есть на измерении  разностей потенциалов между  электродами, погруженными в жидкость. С точки зрения наличия (или отсутствия) избирательной реакции потенциала электрода на концентрацию определенного  типа ионов различают ионоселективные  электроды (ИСЭ) и неселективные. При  использовании ИСЭ измеряется разность потенциалов между ИСЭ и электродом сравнения (ЭС), причем ЭС может быть общим для нескольких ИСЭ. В практике ГГХК нефтяных скважин наиболее часто  применяются ИСЭ, измеряющие активности ионов водорода (рН), ионов хлора (рСl), а также ионов натрия (pNa).

Важным элементом в  потенциометрии является электрод сравнения (ЭС). В скважинной аппаратуре в качестве такого электрода используется хлорсеребряный ЭС. Это неполяризующийся излучающий электрод, обеспечивающий точность и стабильность каналов потенциометрии в реальных условиях ГГХК. Кроме того, ЭС - это неселективный электрод, потенциал которого не зависит от концентраций отдельных ионов, но зависит от электрических потенциалов в жидкости, что открывает возможности его использования для исследований электрических полей в скважинах .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Применение  геохимических методов

2.1. Газовый  метод 

На практике газовый метод  включается в комплекс геофизических  методов и применяется в опорных, параметрических и поисковых  скважинах.

Интерпретация данных газометрии скважин в процессе бурения предусматривает: 1) выявление в изучаемом разрезе залежей нефти и газа и определение глубины залегания пластов; 2) определение характера залежи (газовая, нефтяная, обводненная); 3) оценку кажущейся газонасыщенности исследуемых отложений.

Эффективность газометрии скважин при выделении продуктивных горизонтов при поисковых работах на нефть и газ составляет 75—80 %.

Газометрия применяется также при разведке угольных месторождений. Основная задача газометрии при разведке угольных месторождений — определение концентрации метана, который является взрывоопасным газом, что необходимо учитывать при строительстве и работе угледобывающих шахт. В комплекс газометрических исследований при разведке угольных месторождений входят: 1) регистрация кривой суммарных газопоказаний с помощью газометрической станции: 2) периодическое определение газонасыщенностн промывочной жидкости на входе и выходе путем отбора отдельных ее проб и их термовакуумпой дегазации; 3) определение остаточного газосодержания керна и шлама путем отбора проб угля и вмещающих пород, подня¬тых на поверхность, и их термовакуумной дегазации. Кроме того, научаются керн для установления границ между различными литологическими слоями и трещиноватость пород.

В связи с интенсивной  добычей коксующихся углей на больших глубинах (700—800 м и более), где газы мало изучены, к определению  газонясыщениости угольных пластов надо подходить строго. Газометрнческие методы здесь могут оказать существенную помощь [1].

С помощью газоанализаторов, имеющих чувствительность 10-5…10-6 %, фиксируется повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью.

Недостаток метода заключается  в том, что аномалия может быть смещена относительно залежи (за счет наклонного залегания покрывающих  пластов, например) или же быть связана  с непромышленными залежами.

Данные газометрии скважин после бурения используются для выявления залежей нефти и газа, определения их характера и глубины залегания.

О наличии (отсутствии) углеводородной залижи, в исследуемом разрезе, судят  по насыщенности промывочной жидкости углеводородными газами. Для получения  падежных результатов необходимо знать  оптимальное время перерыва в  циркуляции промывочной жидкости. Так  как продолжительность простоев скважин бывает самой различной, то, проведя в этих условиях многократные наблюдения за газосодержаиисм промывочной жидкости и сопоставив времена простоев, определяют наиболее оптимальное время простоя. Общая эффективность этих работ при решении поисковых задач примерно 80 %.

Характер углеводородной залежи, как и при газометрии скважин в процессе бурения, устанавливают по результатам анализа состава углеводородного газа. При этом необходимо учитывать данные электрометрических, радиометрических и других методов исследования скважин .

 

2.2. Люминесцентно-битуминологический  метод

Результаты люминесцентно-битуминологического  анализа представляют в виде диаграмм, на которых черточками, перпендикулярными  к оси глубин, наносят (в заранее  выбранном масштабе) концентрации битумов  в процентах или долях процента, определенные по образцам пород или  глинистого раствора, полученных с  этих глубин. Черточки целесообразно  наносить, используя различную условную пунктуацию, а в иллюстративных диаграммах — различный цвет, соответствующий  наиболее характерному сечению: голубой, зеленый, темно-желтый, коричневый.

Геологическая интерпретация  данных люминесцентного анализа  сводится к выделению зон с  повышенным содержанием битумов  и установлению вероятной промышленной нефтеносности изучаемого объекта  на основании комплексного анализа  данных газометрии и других геофизических методов [2].

При интерпретации данных люминесцентного анализа могут  возникнуть погрешности, обусловленные:

   1) люминесценцией  скелета породы; многие минералы (например, урановые минералы, натечные  формы кальцита) имеют спектр  люминесценции, близкий к спектру  люминесценции некоторых битумов,  они отличаются от битуминозных  пород отсутствием люминесценции  вытяжки;

   2) люминесценцией  нефтей и нефтепродуктов, добавленных в раствор или поступающих из верхних пластов разреза; в тех случаях, когда загрязнение раствора нефтью и смазочными маслами неизбежно, следует знать характер их люминесценции;

   3) различной интенсивностью  свечения ненарушенного образца  и образца, растертого в порошок;  поэтому образцы керна и шлама  перед просмотром однообразно  растирают в тонкий порошок  [2].

По данным люминесцентно-битуминологического  анализа можно определить качественное и в какой-то степени количественное содержание битумов в промывочной  жидкости, шламе, керне, а следовательно, получить представление о нефтеносности пробуренных пород [1].

Модифицированный люминесцентно-битуминологический метод обладает следующими возможности:

   * получение новой  дополнительной геолого-геохимической  информации о битумонасыщенности вскрываемых отложений в процессе бурения;

   * выделение зон  в разрезе, где практически  полностью отсутствуют жидкие  легкие миграционные углеводороды (ПБА), что свидетельствует об  отсутствии их генерации (рис. 3, а);

   * выделение верхней  границы зоны начала генерации  жидких углеводородов (рис. 3, б,  в, г);

   * ограничение интервала  залегания нефтесодержащих отложений  (рис. 3, б);

   * выделение залежи  в разрезе до проведения испытаний  (рис. 3, б, в, г);

   * оценка среднего  относительного количественного  содержания жидких углеводородов  в литофациальных комплексах в разрезах пробуренных скважин и их сравнение по различным площадям;

   * сравнение битумонасыщенности литофациальных комплексов, выделенных на одной площади (рис. 4);

   * использование геохимической  информации при воссоздании геологической  модели развития изучаемой территории [5].

В последнее время выявилась  еще одна область применения модифицированного  люминесцентно-битуминологического  метода - выделение диффузионного  и эффузионного потоков углеводородов от залежи и их влияние на ее сохранность. Как следствие них процессов - оценка степени проницаемости флюидоупоров над залежью.  Исследования закономерностей распределения группового состава битуминозных компонентов в разрезах показали, что положение верхней границы генерации залежи УВ меняется и очень широких пределах (от 2660 м на северном борту Западно-Кубанского Прогиба до 3135 м в его центральной части). Глубина залегания этой границы зависит от 3 основных факторов: геотермического градиента или величины теплового потока, литологической характеристики пород и соотношения алиновой и арконовой составляющих в органическом веществе [5].

Также сопоставление изменение  среднего содержания миграционных УВ в разрезах скважин на одной площади  позволяет выявить зону ухудшения  качества флюидоупоров (рис. 4).

Таким образом применение модифицированного люминесцентно-битуминологического метода для выявления битумонасыщенности вскрытых разрезов в процессе бурения скважин позволяет выделить зоны эффузионного потока жидких миграционных углеводородов от залежи, зоны разгрузки или, другими словами, объяснить одну из причин отсутствия на данной площади промышленной залежи.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3. Гидрогеохимический  каротаж

Исследования, выполняемые  с помощью ГГХК при разведке, мо¬гут включать решение следующих задач:

   * изучение ионного  состава воды в процессе опробования  скважин;

   * идентификацию и  оценку корреляции вод различных  горизонтов с помощью выбранных  индикаторов;

   * обнаружение аварийного  притока воды в скважине, определение  места поступления вод в скважину.

В число задач, решаемых с  помощью ГГХК в процессе разработки месторождений, также входят:

   * изучение изменений  химического состава вод в  процессе разработки;

   * оценка гидродинамической  связи Ластов;

   * управление процессом  закачки воды в пласт с целью  увеличения нефтедобычи;

   * контроль за процессом кислотной обработки скважин и качеством промывки после кислотной обработки;

   * контроль технического  состояния скважин (обнаружение  негерметичности труб и участков их интенсивной коррозии, оптимизация ремонтных и профилактических работ) [6].

Экспериментальные исследования, проведенные на многих месторождениях, показали, что имеется практически  линейна я взаимосвязь между  концентрациями ионов натрия и хлора, что, позволяет использовать натриевый  ИСЭ для косвенного определения  концентрации хлоридов непосредственно  в скважине [6].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы

 

   1. Дьяконов Д. И., Леонтьев Е. И., Кузнецов Г. С.  Общин курс геофизических исследований  скважин.— Учебник для вузов.  Изд. 2-е, перераб.— М.; Недра, 1984.— 432 с.;

   2. Дахнов В. Н.  Интерпретация результатов геофизических  исследований разрезов скважин.  Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М., Недра, 1982. — 448 с.;

   3. Итенберг С. С., Дахкильгов Т. Д. Геофизические исследования в скважинах. М., Недра, 1982. — 351 с.;

   4. Конев С. Н., Давыдов  В. В., Борисов В. В. Усовершентсвованный вариант люминесцентно-битуминологического анализа горных пород. Научно-технический вестник Каротажник — 42 – 45 сс. Гл. редактор Пятецкий Е.М. Выпуск №90 — Тверь; изд. «АИС», 2002. — 134 с.;

   5. Микерина Т. Б., Коноплев М. Ю. Оценка флюидоупорных свойств покрышек над залежами углеводородов по данным модифицированного люминесцентно-битуминологического метода. Научно-технический вестник Каротажник. — 37 – 45 сс. Гл. редактор Березовский Н. С. Выпуск №169 — Тверь; изд. «АИС», 2008 — 174 с.;

  6. Купер В. Я., Рубцов  М. Г., Хозинский Е. Ф. Применение гидрогеохимического каротажа при исследованиях нефтяных скважин. Научно-технический вестник Каротажник. — 116 – 125 сс. Гл. редактор Березовский Н. С. Выпуск №166 — Тверь; изд. «АИС», 2007 — 198 с.;