5.7. Геохим-ие иссл-ния при н/г-поисковых работах.  Биомаркеры и их исп-ние при решении геол-ких задач.

Прямые геохиметоды

·  газовая съемка: из подпочвенного горизонта отб-ся пробы воздуха. Устанавливают общее кол-во адсорбированного Г, затем отделяют СО2, О2, Н2 и опр-ют УВ-ый состав.

Проводят изуч-е почв: опр-ют содержание карбонатов, песчаной и глинистой фракции; проводят люминесцентный анализ. Опр-ся регион-ый фон и анал-ся остаточные аномалии, к-ые наносят на стр-рные карты или карты аномалий геофиз.полей.

Лучшим адсорбентом газов явл-ся снег, поэтому газъемка в З.С. и др.регионах явл-ся более успешной. Пробы отбирают на глубине 0,3 м от пов-ти в банки с герметичными пробками и дегазирую снег в 2 этапа. Окончательная оценка перспективности дается в комплексе с геофиз. и космич-ими иссл-ями.

·  газо-бактериальная съемка основана на изуч-и бактерий, окисляющих УВ-ные газы. Бактрии, окисляющие УВ, наз-ют метилотрофами.

·  метод «гало ∆С» основан на представлениях, что УВ, мигрируя от глубинных скоплений Н и Г к пов-ти, оставляют «несмываемый отпечаток» в приповерхностных отлож-ях, где происходит окисление метана и возникают изменения в карбонатах.

БиомаркерыУВ-ое соед-ние, к-ое позволяет решать геоладачи.

Прим: при опр-нии из какого ОВ произошла Н анализируют соотношение:

  - геохим.пар-р

Если соотношение >4 – континентальное ОВ, с ним связаны в основном газалежи.

Если <2 – УВ образовалось в морских усл-ях и оно способствовало накапливанию

Также используют алканы, ароматические УВ.

Миграция УВ: по мере миграции УВ меняют свой состав, т должны оставаться тяжелые компоненты (пр.асфальтены), увел-ся содер-е легких в-в (пр.алканы) и увел-ся кол-во алканов. Миграцию изучают по составу УВ.

При корреляции «Нефть-нефть» по хромотограммам анал-ют то, образовались ли пласты из одного источника.

Сущ-ет 300 биомаркеров, к-ые решают геоладачу.

Деградация нефтей: при разрушении УВ происходит практически исчезновение алканов (при гипергенезе), в результате чего преобладают асфальтовые компоненты, по отношению к смолам к асфальтам. Также испол-ся содер-е Сорг (в З.С. РОВ в Юре – до 5%, в Бажене – до 25%, в Мелу – 1,2-2%), битуминозный коэф-т д/оценки перспектив н/г-носности. Также изучает кероген – это нерастврг.соедин-е.

Если содер-е РОВ (рассеянного ОВ) в породе >0,5-1%, то это благоприятное усл-е для н-обр-ния.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8.8. Харак-ка пластлюидов, учет св-в при разработке.

1. Нефть – это в основном смесь УВ различного состава, хотя в ней обычно преобладают УВ метанового (парафинового) или нафтенового (цикланового) рядов. В меньших кол-вах встр-ся УВ аромат-ого (аренового) ряда.

Физ-ие св-ва нефти:

- Плотность хар-ся массой, приходящейся на единицу V. Плотность Н при норм-ых усл-ях - от 0,7 (г-ый конденсат) до 0,98 и даже 1г/см3. Легкие Н с плотностью до 0,88г/см3 наиболее ценные, т.к. обычно в них сод-тся больше бензиновых и масляных фракций. Зависит от УВ-ного состава (чем больше метановых, тем легче), поверхностная (тяжелее) или глубинная (легче, т.к. в ней растворен газ), зависит от t°, р, раств-ого газа.

- Вязкостьсв-во ж-ти сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динам-кую и кинем-кую вязкости. За единицу динам-кой вязкости прин-ся вязкость такой ж-ти, при движ-ии к-ой возникает сила внут-него трения в 1Н на площади 1 м2 м/у слоями, движ-ися на расстоянии 1 м с относ-ной скоростью 1м/сек, измеряется Па*с. Кинем-кая вязкость - отношение динам-кой вязкости к плотности, измеряется в м2/с. С повыш-ем темп-ры вязкость Н умен-ся. С увел-ием кол-ва раств-ого Г в Н вязкость Н также умен-ся.

-Поверхностное натяжение закл-ся в противодействии норм-ым силам, приложенным к этой повер-ти и стремящимся изменить ее форму. Едзмерения Н/м или Дж/м2.

- Термическое расширение Н – изменение V Н при > t° (при > t° объем Н падает).

- Колориметрические св-ва – оптическая плотность, поглощение светового потока (коэф-нт поглощения светового потока [1/см]).

- Сжимаемость и расширениехарак-ся: объемным коэф-том, коэф-том усадки и пересчетным коэф-том – способность изменять объем.

b=Vн в пластовых усл-ях / Vн после дегазации – объемный коэф-нт,

E=(b-1/b)*100 – коэф-нт усадки,

q=1/b – пересчетный коэф-нт.

2. Прир-ые УВ-ые газы нах-ся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто г-ые м-ия, либо в растворенном виде содержится в н-ых залежах. Такие Г наз-ся нефтяными или попутными, т.к. их добывают попутно с нефтью.

УВ-ые газы н-ых и г-ых м-ий представляют собой г-ые смеси, состоящие глбразом из предельных УВ метанового ряда СnН2n+2, т.е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10. Причем содержание метана в г-ых залежах преобладает, доходя до 98-99%. Иногда в Г присутствуют пары более тяжелых УВ – пентана, гексана, гептана.

Кроме УВ-ых газов, газы н-ых и г-ых м-ий содержат углаз, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших кол-вах редкий газ (гелий, аргон , неон).

Физ. св-ва газов:

Плотность Г существенно зависит от давл-ия и темп-ры. Она может измеряться в абс-ых единицах (г/см3, кг/м3) и в отн-ных. Отн-ной плотностью Г наз-ют отношение плотности Г при атмосферном давл-ии (0,1 МПа) и станд-ной темп-ре (обычно 00С) к плотности воздуха при тех же значениях давл-ия и темп-ры. Для УВ-ых газов относ-ная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6¸1,1.

Вязкость н-ого газа при давл-ии 0,1 МПа и темп-ре 00С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повыш-ем давл-ия и темп-ры она незначительно увел-ся. Но при давл-ях выше 3 МПа увел-ие темп-ры вызывает понижение вязкости Г, причем Г, содержащие более тяжелые УВ, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкость – кол-во тепла, необходимое для нагревания единицы веса или V этого в-ва на 10С. Весовая теплоемкость Г измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м3.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо в-ва опр-ся кол-вом тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы V данного в-ва. Теплота сгорания Г выражается в кДж/кг и кДж/м3 и явл. основным показ-лем, харак-щим газ или топливо.

Если при постоянной темп-ре повышать давл-ие какого-либо Г, то после достижения определ-ого знач-ия давл-ия этот Г сконденсируется, т.е. перейдет в ж-ть. Для каждого Г сущ-ет определ-ая предельная темп-ра, выше к-ой ни при каком давл-ии Г нельзя перевести в жидкое состояние.

Наибольшая темп-ра, при к-ой Г не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давл-ие, называется критической темп-ой.

Давл-ие, соотв-щее критич-ой темп-ре, наз-ся критич-им давл-ем. Т.о., критичавл-ие – это предельное давл-ие, при к-ом и менее к-ого Г не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была темп-ра. Так, например, критичавление для метана » 4,7 МПа, а критич.темп-ра ‑ 82,50С.

3. Конденсат. В отличие от Н и Г в природе не сущ-ет чисто конденсатных м-ий, т.к. конденсат может образ-ся только в рез-те сепарации г-ой смеси, когда по мере снижения пластавл-ия или темп-ры происходит конденсация УВ-ов.

Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат харак-ся достаточно высоким содер-ем легких УВ (до C5). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давл-я или темп-ры. В рез-те такого изменения термобарических условий м.б. получен конденсат, в к-ом содержание легких УВ сводится к MIN. Такой конденсат называется стабильным.

При изотермическом снижении давл-ия в однофазной г-ой смеси в некоторый момент времени начинается конденсация. Это давл-ие наз-ся давл-ем начала конденсации. Кроме того, существует понятие давл-ия MAX конденсации. При давл-ии MAX конденсации и заданной темп-ре в жидкой (конденсатной) фазе находится MAX доля УВ смеси.

В природе часто первоначальное пластавл-ие г-ой залежи совпадает с давл-ием начала конденсации. В течение разработки м-ия по мере снижения пластавл-ия происходит конденсация Г в породе-колл-ре.

По хим-ому составу конденсат отличается от Н низким содержанием асфальтенов и смол, значительную его часть составляют пентаны, гексаны и гептаны.

Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 кг/м3, молекулярная масса от 80 до 140 г/моль.

Г/конденсатными следует называть такие м-ия (залежи), в к-ых в Г при высоких давл-ях растворяются жидкие УВ, которые при снижении давл-ия переходят в жидкую фазу, наз-ую газоконденсатом. Кол-во конденсата опр-ют путем отбора и анализа глубинных проб газа.

Геолого-промысловое изучение г/конденсатных м-ий проводится по такой же схеме, как и для г-ых м-ий. Однако знач-ное внимание при этом уделяется физ-хим-им св-вам г-ой смеси и определению в-ны давл-ия, при к-ом начинает выпадать конденсат.

Г/конденсатные залежи разраб-ют с таким расчетом, чтобы пластавл-ие в них не снижалось ниже давл-ия, при к-ом начинает выделяться жидкая фаза из газа. В связи с этим разработку проводят с ППД путем обратной закачки в пласт газа, освобожденного в конденсатной установке от конденсата. При такой технологии отдача пласта достигает 80-90 %.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.7 Способы опр-ния коэф-та пор-ти колл-ов по комплексу ГИС

1.         по УЭС

ρвп – сопротивление водонасыщ.породы. Опр-ся по БЭЗ, ИК

ρв – сопротивление, насыщающей породу воды. Зависит от темп-ры, ОБПР-но концентрации солей.

a,m – эмпирические коэф-ты, зависящие от текстурно-структурных особ-тей.

 

2.         по ПС

С увел-ем αпс увел-ся Кп. Для каждого геолбъекта строят завис-ть Кп=f(αпс). Потом рассчитывают уравнение линии регрессии:

Кп=a*αпс+b

a – угол наклона линии

КпПС=(Кпчпп)* αпс+Кпп

Убрать плотные, угли, битуминозные породы

3.         по ГК

КпГК=a*βгк+b

βгк – параметр, сходный с αпс

Убрать плотные, угли, битуминозные породы

4.         ГГМП

Чем больше δп, тем меньше Кп.

В основе лежит зависимость: δп=f(Kп)=(1-Кп)* δтв.фп* δжид

Применимо, когда δтв.ф=const. В среднем 2,67г/см3

 δпв

Кп=a-b*δп

 - плотность водонасыщерна

5.                                         по АК

tп=(1-Кп)* ∆tскелп*∆tж

ИЛИ

Кп, АК=[(∆tп-∆tскел')(пс+b)]

tскел' – вел-на, определяемая min показаниями ∆t. (170-180мкс/м)

Такие урав-я получают по каждой скв, решая сис-му урав-й:

αпсгл→0

αпс→1

Исключаем газонасыщнтервалы (наличие газа искажает ∆t); информативность увел-ся с глубины 1600-2000м.

6.                             НК

ωΣ=Кп*ωф+Кгл*ωгл

ωΣ суммарное водородосодержание, определяемое по НКТ (испол-ся двойной разностный потенциал)

ωфводородосодержание флюида, насыщающего поры. ωф в воде равно 1.

Кглкоэф-т объемной глинистости. Опр-ся по ПС, ГК, реже по спектрометрическому.

ωгл водородосодержание глин.материала. Чаще составляет 35-40%, зависит от глубины.

Другая формула: ωΣ=Кп*ωф+(1-Кп)*ωтв.ф

ωтв.фводородосодержание твердой фазы. Связано с ПС (чем αпс меньше, тем больше ωтв.ф), ГК (чем больше показания, тем больше ωтв.ф).

Чем чище породы, тем меньше в твазе водорода.