«М.К. Иванов, Ю.К. Бурлин, Г.А. Калмыков, Е.Е. Карнюшина, Н.И. Коробова Петрофизические методы исследования кернового материала (Терригенные отложения) Учебное пособие В 2-х книгах Книга 1 Издательство Московского ...»

Московский государственный университет

им. М.В. Ломоносова

Геологический факультет

М.К. Иванов, Ю.К. Бурлин, Г.А. Калмыков, Е.Е. Карнюшина, Н.И. Коробова

Петрофизические методы исследования

кернового материала

(Терригенные отложения)

Учебное пособие

В 2-х книгах

Книга 1 Издательство Московского университета 2008 1

МОСКОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. М.В. ЛОМОНОСОВА

Геологический факультет М.К. Иванов, Ю.К. Бурлин, Г.А. Калмыков, Е.Е. Карнюшина, Н.И. Коробова Петрофизические методы исследования кернового материала (Терригенные отложения) Учебное пособие В 2-х книгах Книга Допущено УМС по геологии УМО классических университетов в качестве учебного пособия для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению 020300 «Геология»

Издательство Московского университета УДК 549.08; 552.08; 550.4. ББК 26. И Учебное пособие выпущено в рамках проекта-победителя Конкурса грантов компании ТНК-BP для профильных высших учебных заведений Российской Федерации Редактор: кандидат тех. наук Г.А.Калмыков Рецензент: доктор геол.-мин. наук, профессор А.И.Конюхов Иванов М.К., Бурлин Ю.К., Калмыков Г.А., Карнюшина Е.Е., Коробова Н.И.

И20 Петрофизические методы исследования кернового материала. (Терригенные отложения) Учебное пособие в 2-х книгах. Кн. 1. - М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008.112 стр., илл., рис. и табл.

ISBN 978-5-211-05628- Настоящая работа посвящена теоретическим основам и практической реализации методов петрофизических исследований кернового материала и основам комплексной обработки петрофизических данных. В первой книге освещены вопросы, связанные с применением результатов петрофизических измерений, получаемых в процессе изучения коллекции керна опорных скважин, для решения различных задач нефтегазопромысловой геологии; подготовка образцов керна для исследований, и литологические методы работы с колонкой керна. Рассматриваются современные методы изучения каменного материала. Пособие рассчитано на магистрантов, обучающихся по инновационной магистерской программе геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова «Скважинные геофизические и петрофизические исследования месторождений нефти и газа», а также может быть использовано в рамках дисциплин «Подсчет геологических запасов нефти и газа», «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных ГИС» и студентами третьего курса кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых в рамках дисциплины «Петрофизика» для практических работ по дисциплине «Нефтяная литология». Курс «Петрофизические исследования кернового материала» опирается на курсы базовой части профессионального цикла бакалавра геологии с профилизацией «Геофизика» и «Геология и геохимия горючих ископаемых»: «Петрофизика», «Комплексирование геофизических методов», «Геофизические исследования скважин», «Бурение», «Литология».

Печатается по решению Ученого Совета геологического факультета МГУ им. М.В. Ломоносова от 5 июня 2008 г ISBN 978-5-211-05628-2 © Иванов М.К., Бурлин Ю.К., Калмыков Г.А., Карнюшина Е.Е., Коробова Н.И., © Геологический факультет МГУ. Оглавление Введение

1 Понятие петрофизики как науки, цели и задачи

2 Комплекс петрофизических исследований: цели, назначение, решаемые задачи

2.1 Обоснование необходимости исследований вещественного состава пород как основы для решения геологических задач

2.2 Комплекс задач, решаемых с помощью петрофизических исследований.. 2.3 Построение петрофизической модели для решения геологических задач 2.4 Использование петрофизических исследований с целью оценки воздействия технологических жидкостей на пласт

3 Терригенные породы нефтегазоносных бассейнов

3.1 Краткая характеристика основных типов терригенных пород

3.2 Грубообломочные породы (псефиты)

3.3 Песчаные (псаммитовые) и алевритовые породы

3.4 Глинистые породы

3.5 Цикличность осадочных толщ

3.5.1 Методика выделения циклитов

3.5.2 Классификация циклитов по Ю.Н. Карогодину

3.5.3 Модели элементарных циклитов различных обстановок осадконакопления

4 Объемная модель терригенных коллекторов

4.1 Построение модели отложений на базе исследований материала керна 4.2 Обобщенная модель терригенного коллектора

5 Использование петрофизических данных при подсчете запасов нефти и газа терригенных коллекторов

5.1 Петрофизическое обеспечение интерпретации данных комплекса ГИС.. 5.2 Схема литолого - петрофизического обоснования интерпретации комплекса ГИС

5.3 Литолого-петрофизические исследования коллекции керна и выбор схемы их проведения при решении конкретной задачи

5.3.1 Требования к коллекции керна

5.3.2 Требования к измерениям на керне

5.3.3 Выбор методов исследований коллекции керна

5.4 Связь между ГИС и петрофизическими исследованиями

5.5 Построение петрофизических связей

5.5.1 Связи типа “керн-керн”:

5.5.2 Связи типа “керн-ГИС”

6 Виды работ, методы исследования кернового материала и их назначение 7 Отбор керна и подготовка к исследованиям

7.1 Объем и интервалы отбора керна по категориям скважин

7.2 Упаковка и первичное документирование керна

7.3 Профильные исследования керна

7.4 Подбор коллекции керна и подготовка ее к исследованиям

7.4.1 Продольная распиловка керна

7.4.2 Выбуривание цилиндров

7.4.3 Очистка образцов керна от содержащихся в них нефти и битумов (экстракция)

7.4.4 Сушка образцов

7.4.5 Насыщение

7.5 Документация комплексных исследований коллекции керна

7.6 Привязка керна

8 Методы литологического изучения керна

8.1 Макроскопическое описание керна

8.2 Построение литологической колонки отложений, вскрытых скважиной... 8.3 Петрографическое изучение пород в шлифах

8.3.1 Описание обломочных пород в шлифах

8.3.2 Описание глинистых пород в шлифах

9 Гранулометрический анализ

9.1 Ситовой анализ

9.2 Метод гранулометрического анализа Авдусина-Батурина-Осборна (метод двойного отмучивания)

10 Рентгеновские методы исследования

10.1 Физические основы

10.2 Рентгенофазовый анализ

10.3 Рентгеновская томография

11 Растровая электронная микроскопия

Введение Начиная с 30-х годов прошлого века, параллельно развитию геофизических методов исследования скважин (ГИС), интенсивно формировалась новая геологическая наука о горной породе и ее свойствах, как основа количественной интерпретации скважинных измерений. Термин «Петрофизика» закрепился за ней в 1960-е годы после того, как были обобщены многочисленные накопленные данные исследований керна (Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. 2007). До начала 80-х годов прошлого столетия эта наука, как и любая молодая отрасль знаний, развивалась очень стремительно. Были получены фундаментальные знания, положенные в основы разработки современных методов ГИС и их интерпретации. Причем большой вклад в эти знания был внесен учеными нашей страны. После того, как начались экономические и политические преобразования, приоритет наших ученых был утерян.

До начала 2000-х годов интерпретация геофизических методов в России проводилась по зависимостям «керн-керн», «керн-ГИС», полученным еще в доперестроечное время. Применение петрофизики свелось к обоснованию основных параметров при подсчете запасов конкретного месторождения и их защите в Государственном комитете по запасам полезных ископаемых (ГКЗ). Такое положение дел было связано с ложным тезисом, что все месторождения открыты и нет необходимости дальше развивать геологию. Однако, в настоящее время простые коллектора нефти и газа находятся на поздней стадии разработки, и перед нефтяниками и газовиками встала проблема поиска новых залежей углеводородов.

Сейчас геологи вынуждены работать со сложнопостроенными коллекторами, которые характеризуются малой мощностью, многоминеральным составом твердой фазы, сложной структурой порового пространства. Разработка залежей с использованием пресных подтоварных вод привела к уменьшению эффективности применения стандартного комплекса ГИС, базирующегося на методах электрометрии. Исследование интервалов, не охваченных разработкой в огромном фонде старых скважин, с неполным или утерянным комплексом ГИС, требует методов, работающих в обсаженных скважинах.

Одновременно с этим, отвечая потребностям геологов, в последнее время в геофизике появились новые высокоинформативные методы: широкополосный акустический каротаж (АКШ), лито-плотностной гамма-гамма каротаж, спектрометрический гамма-каротаж (СГК), С/О-каротаж, ядерно-магнитный каротаж (ЯМК), импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) и др. Отсутствие специального петрофизического обеспечения сильно уменьшает информационные возможности этих методов.

Работы петрофизиков показали степень влияния вещественного состава пород-коллекторов на нефтеотдачу пластов при использовании различных схем разработки залежи. При этом работы по использованию новых методов ГИС и их комплексированию дают хорошие результаты при оценке минерально-компонентного состава пород. Это позволяет по данным ГИС переходить от обобщенных литологических моделей пластов (песчаники, известняки, аргиллиты и т.п.) к минеральному составу и выявлять латеральную изменчивость пород, что особенно важно при выработке схемы эксплуатации залежи.

В последние несколько лет ведущие нефтяные компании России начали создавать региональные петрофизические центры (Сургутнефтегаз - в Сургуте и Тюмени; ТНК-БП - в Тюмени; ЛУКОЙЛ - в Когалыме). При этом в стране ощущается серьезная нехватка специалистов-петрофизиков, способных решать задачи, стоящие перед исследователями. Для подготовки таких специалистов необходимы учебные пособия и программы, соответствующие современным требованиям. За последнее время появилось несколько подобных работ. Прежде всего необходимо отметить учебные пособия В.С.Зинченко «Петрофизические основы гидрогеологической и инженерно-геологической интерпретации геофизических данных», 2005г., и коллектива авторов РГУНГ им.И.М.Губкина - Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. «Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород», 2007г. Эти работы могут служить для понимания теории петрофизических методов исследования горных пород, но для освоения самих методов необходимо иметь учебное пособие, позволяющее осваивать проведение измерений на образцах керна на конкретном оборудовании.

Цель данного пособия – дать студентам представления о месте науки «Петрофизика» и задачах, стоящих перед ней при решении проблем нефтегазовой геологии. Описать современные методы изучения вещественного состава горных пород, их фильтрационно-емкостных и физических свойств. Ознакомить с методикой описания колонки керна, выбора образцов для стандартных и специальных петрофизических исследований. На примерах лабораторного оборудования кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых геологического факультета МГУ им.М.В.Ломоносова показать, как проводятся измерения основных петрофизических величин. Описать способы построения зависимостей, применяемых при интерпретации комплекса ГИС и подсчете запасов нефти и газа. Ознакомить со способами, позволяющими корректно выбирать технологии бурения скважин, их глушения, воздействия на пласт с целью повышения нефте- газоотдачи.

В настоящее время на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых подготавливаются курсы проведения лабораторных работ и комплексного анализа данных исследований керна с целью интерпретации методов ГИС для магистров, обучающихся по инновационной магистерской программе Геологического факультета МГУ имени М.В.Ломоносова «Скважинные геофизические и петрофизические исследования месторождений нефти и газа» в рамках дисциплины «Петрофизические методы исследования кернового материала». Предлагаемое пособие может быть использовано в рамках дисциплин «Подсчет геологических запасов нефти и газа», «Петрофизические основы комплексной интерпретации данных ГИС», а также для студентов третьего курса кафедры геологии и геохимии горючих ископаемых в рамках дисциплины «Петрофизика» и практических работ по дисциплине «Нефтяная литология».

Разработка была осуществлена при софинансировании по национальному проекту «Формирование системы инновационного образования в МГУ им.М.В.Ломоносова» (2006-2007гг.) и гранту Компании ТНК-BP для профильных Высших учебных заведений Российской Федерации «Создание лабораторного практикума для магистерской программы «Скважинные геофизические и петрофизические исследования месторождений нефти и газа». Компания ТНК-ВР предоставила возможность сформировать коллекцию керна для проведения учебных работ и оказала спонсорскую помощь при публикации данного учебного пособия.

Структурно учебное пособие разбито на две части: в первой - освещены вопросы, связанные с применением петрофизического обеспечения для решения различных задач нефтегазопромысловой геологии, и рассматриваются литологические работы с колонкой керна терригенных отложений; вторая часть посвящена методам изучения физических свойств на образцах керна.

В подготовке данной работы приняли участие следующие специалисты: Кашина Н.Л., Хотылев О.В. (ЗАО «ТЕЛЛУС»), Балушкина Н.С., Рыжова Л.А., Япаскурт В.О., Топунова Г.Г.

Авторы благодарят специалистов компании ТНК-ВР Е.Р. Чухланцеву, М.А. Басырова, Дж. Долсона за помощь при создании учебной коллекции.

1 Понятие петрофизики как науки, цели и задачи Петрофизика (греч. petra – камень+греч. physics – природа), т.е. «физика камня» или физика горных пород – это наука о свойствах горных пород как функций их состава и структуры, об изменении этих свойств под воздействием геологических, физико-химических или технологических факторов, а также о взаимосвязях между физическими свойствами пород [1].

Предметом (или объектом познавательной деятельности) в петрофизике является горная порода, ее литологические и физические свойства.

Задачи петрофизики – это определение изменения физических свойств горных пород в зависимости от:

литологических характеристик;

условий исследования (пластовых или атмосферных);

изменения литологических свойств под воздействием скважинных Методами петрофизических определений, т.е. системой приемов и способов в исследовательской деятельности, являются экспериментальные методы определения физических свойств и математические методы анализа получаемых данных.

Согласно Б.Н.Еникееву [2] в своем развитии петрофизика прошла несколько этапов.

1. Изучение взаимосвязей между вещественным составом и физическими свойствами пород.

2. Построение модели коллектора с учетом глинистой компоненты как особо активной составляющей горной породы.

3. Широкое применение линейно-регрессионного анализа.

4. Поиск универсальных многомерных связей.

5. Изучение характера физико-химического взаимодействия в системе порода-вода-углеводороды.

6. Поиск методов учета факторов, характеризующих геометрию и индивидуальные свойства составляющих горные породы и изменения этих свойств при взаимодействии различных составляющих.

Место и задачи петрофизики В настоящее время в России начал складываться новый рынок петрофизических услуг. Он развивается по нескольким направлениям:

1. Обоснование параметров для подсчета запасов (традиционное направление).

2. Обеспечение петрофизических связей для интерпретации расширенного комплекса ГИС.

3. Обеспечение параметров для построения постоянно-действующих трехмерных геологических и гидродинамических моделей месторождения (ПДМ).

3. Поиск способов повышения нефтеотдачи пластов.

4. Изучение влияния различных буровых растворов, жидкостей глушения на изменение коллекторских свойств пород В связи с этим изменилось и понимание петрофизики. Если раньше петрофизик занимался проблемами изучения каменного («petra») материала и построением зависимостей между физическими свойствами пород и их фильтрационноемкостными свойствами (ФЕС) (причем последние измерялись на образцах керна), то в настоящее время в зону интересов петрофизиков попадает и область, связанная с интерпретацией данных геофизических исследований и работ в скважинах (ГИРС). Таким образом, направления работ в петрофизике можно условно разделить на следующие:

1. Проведение петрофизических исследований на образцах керна.

2. Формирование баз данных и знаний по конкретным залежам, месторождениям, регионам.

3. Построение зависимостей между физическими характеристиками пород и геологическими параметрами, научное обоснование типов зависимостей и возможности их применения для изучаемого разреза.

4. Построение и поддержание ПДМ месторождения:

a. Интерпретация данных ГИРС, полученных в открытом стволе и после обсадки скважин, как сразу после бурения, так и в процессе разработки месторождения.

b. Использование стандартных и нестандартных петрофизических данных.

c. Опора на результаты вертикального сейсмического профилирования.

d. Переинтерпретация старого фонда каротажных данных и построение модели с возможностью оперативного уточнения по измерениям в скважинах с проблематичной интерпретацией комплекса открытого ствола.

5. Участие в подсчете запасов (на основе ПДМ месторождения):

a. Обоснование подсчетных параметров – традиционная и первостепенная задача, в которую входят:

тестирование данных, получаемых при подсчете запасов, путем проведения контрольных замеров, сопоставления результатов, полученных различными лабораториями;

обоснование и разработка способов определения новых параметров (например, замена гранулометрической глинистости (фракция менее 0.01мм) на минералогическую (количество b. Разработка новых методик подсчета запасов (например, определение насыщения с помощью С/О-каротажа, определение пористости с помощью радиоактивных методов с опорой на СГК, что особенно актуально в баженовской свите).

c. Аттестация и защита в ГКЗ новых методик подсчета запасов на основании новых методов ГИС.

6. Обеспечение интерпретации современных методов ГИС.

7. Обеспечение комплекса ГИС в коллекторах, в том числе, и сложных.

8. Обоснование рациональных способов разработки залежи.

9. Обеспечение интерпретации комплекса ГИС для обоснования рациональных способов разработки залежи.

10. Обоснование технологий проходки скважин в сложных геолого-технических 1. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: Учеб. пособие для вузов. – М.:ООО «НедраБизнесцентр», 2007. 592 с.

2. Еникеев Б.Н., Еникеева С.Н. Состояние, пути и проблемы применения математических моделей в современной петрофизике//Математические модели в задачах петрофизики и корреляции. – М.Наука, 1983. – с. 66-76.

2 Комплекс петрофизических исследований: цели, назначение, решаемые задачи 2.1 Обоснование необходимости исследований вещественного состава пород как основы для решения геологических задач Основные запасы нефти и газа разрабатывающихся месторождений России находятся в терригенных коллекторах. Среди них значительная часть отличается сложным полиминеральным составом, повышенным содержанием глинистого материала. К этой категории относится большинство продуктивных коллекторов нефтяных месторождений Западной Сибири, перспективные объекты ВолгоУральской провинции, ряд других отложений.

В настоящее время стало очевидно, что для более полного извлечения нефти необходим максимум информации о геологическом строении объекта эксплуатации: его минеральном составе, ФЕС, структуре порового пространства; латеральном (пространственном) распределении коллектора и покрышек, условиях формирования геологического тела и фациальных замещениях.

Кроме того, при существующих технологиях разработки месторождений происходит изменение естественных физико-химических условий залежи за счет закачки вод переменной и неконтролируемой минерализации. Это также создает проблемы определения параметров коллектора, существенных с точки зрения разработки месторождений.

Активное внедрение в практику эксплуатации месторождений современных методов бурения скважин, поддержания пластового давления, методов интенсификации притоков требует изучения физических и физико-химических свойств горной породы с позиций взаимодействия ее с водой и углеводородами.

Поэтому чрезвычайно актуальным является развитие методов и технологий, повышающих информативность скважинной геофизики, обеспечивающих возможность количественного определения минерально-компонентного состава исследуемых пород, в первую очередь, минерального состава глинистой фракции, повышающих точность определения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, эффективной пористости, достоверность оценки характера насыщения. Таким образом, исследование вещественного состава горных пород становится базовым для всех основных геолого-геофизических построений (Рис. 2.1) и роль исследований керна возросла.

2.2 Комплекс задач, решаемых с помощью петрофизических исследований На современном этапе развития нефтегазовой отрасли перед петрофизической лабораторией ставится ряд задач (см. Рис. 2.2):

Петрофизическое обеспечение подсчета запасов и прогнозирования залежей.

Построение фациальной модели пластов (геомоделирование).

Оценка эффективности схемы эксплуатации (бурение, вскрытие пласта, разработка, интенсификация пласта).

Построение петрофизических моделей пластов для интерпретации данных сейсмических исследований, геофизических и геолого-технологических исследований (ГТИ) скважин.

Рис.2.1 Задачи, решаемые на основании знаний о минерально-компонентном составе горных пород Рис.2.2 Схема петрофизического обеспечения различных направлений нефтегазовой отрасли([1], с изменениями) 2.3 Построение петрофизической модели для решения геологических задач Комплекс петрофизических исследований для решения геологических задач должен обеспечить всестороннее изучение горной породы (см. Рис. 2.3).

Рис.2.3 Виды исследований, необходимые для построения интерпретационной петрофизической модели отложений Современные методики построений геологических трехмерных моделей отложений позволяют учитывать фациальные условия формирования осадочных пород, исходя из данных ГИС и исследований керна из опорных скважин.

В настоящее время, при наличии большого объема информации о вещественном составе пород, оцениваемом по расширенному комплексу ГИС, определение фациальной принадлежности конкретного пласта в точке его пересечения скважиной, становится надежной процедурой. Но при этом необходимо проводить, с одной стороны, исследования для оценки фациальных условий образования пород в опорных скважинах с отбором керна, а, с другой - настройку методов ГИС для идентификации выделенных фаций. На Рис.2.4 приведена схема исследований каменного материала, необходимых для определения фациальной принадлежности изучаемых отложений.

2.4 Использование петрофизических исследований с целью оценки воздействия технологических жидкостей на пласт Одно из направлений петрофизики – изучение физических и физикохимических свойств горной породы с позиций взаимодействия ее с водой, углеводородами технологическими жидкостями, используемыми при бурении, глушении, гидроразрыве пласта и др.

В настоящее время петрофизические исследования направлены, в основном, на обеспечение потребностей подсчета запасов нефти и газа и, интерпретации материалов ГИС. Однако, современный уровень развития петрофизики в состоянии помочь решить возникающие задачи также и при вскрытии пластов, и при интенсификации добычи нефти.

Рис.2.4 Виды исследований, необходимые для построения фациальной модели отложений В результате воздействия на пласт буровых растворов в горных породах возможно протекание следующих процессов:

o Проникновение твердых частиц.

o Образование водяных блоков и микроэмульсий.

Эти процессы можно промоделировать в лабораторных условиях путем закачивания в образец породы испытываемые жидкости и оценивая результат их взаимодействия. Зная состав и строение породы можно подобрать такие жидкости, негативное воздействие которых будет сведено к минимуму.

В результате воздействия на пласт нагнетающих растворов, например, жидкостей глушения скважин или гидроразрыва возможно протекание следующих процессов:

o Изменение смачиваемости.

o Миграция тонких фракций.

o Реакции глинистых минералов с закачиваемыми флюидами.

o Реакции между закачиваемыми и пластовыми флюидами.

1. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород: Учеб. пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. 592 с.

2. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел - литологических ловушек нефти и газа. - Л.: Недра, 1984.

3 Терригенные породы нефтегазоносных бассейнов 3.1 Краткая характеристика основных типов терригенных «...геологические тела, образовавшиеся на поверхности Земли и несколько глубже ее при свойственных для этих горизонтов небольших температурах и давлении, путем преобразования отложений, возникших за счет продуктов выветривания, жизнедеятельности организмов и иногда за счет материала вулканического происхождения».

По происхождению (способу образования) первичное осадочное вещество может быть терригенным, т.е. являться продуктом механического либо химического разрушения материнских горных пород суши. Другой способ его образования – извлечение вещества из воды растительными и животными организмами. Определенный вклад в осадочное породообразование вносит также плутоническая деятельность, особенно связанная с эксплозивным вулканизмом. Перечисленные способы образования вещества реализуются в морских и континентальных условиях. Осадочное вещество может оставаться также на месте его образования, не испытывая переноса (образования кор выветривания, угли).

По минеральному составу основные группы осадочных пород представлены алюмосиликатными, карбонатными, кремнистыми и сульфатными образованиями. Подчиненную роль играют фосфатные, железистые, алюмосодержащие, марганцевые накопления и сильнорастворимые соли. В качестве особой группы осадочных образований рассматриваются горючие ископаемые – угли, битумы, нафтиды.

В данном разделе рассматривается лишь группа терригенных пород, которые наиболее широко распространены в нефтегазоносных бассейнах. Это грубообломочные, песчаные, алевритовые и глинистые разности. Их главные породообразующие компоненты представлены обломками основной массы и зернами минералов, разрушенных выветриванием изверженных, метаморфических и осадочных пород. Диаметр компонентов колеблется в широком диапазоне – от 1000 мм и более (глыбы) до 0,1-0,01 мм (алевриты) и более тонких пелитовых частиц, слагающих глинистые породы.

Границы между типами пород обычно проводятся по 50 % содержанию основного породообразующего компонента. Если это условие не выполняется, следует выделять разности смешанного состава, указывая соотношения преобладающих минеральных компонентов в порядке их количественного возрастания. Для типизации рассматриваемых пород применены классификации, наиболее часто используемые в нефтяной литологии.

3.2 Грубообломочные породы (псефиты) Грубообломочные породы составляют очень небольшую часть (десятые доли процента) в осадочной оболочке. Их разнообразные типы осадочного происхождения представляют собой начальные продукты разрушения других пород и классифицируются по размеру и форме обломков (таблица 3.1).

Таблица 3.1 Классификация грубообломочных пород > 1000 Глыбы неокатанные Брекчия глыбовая Глыбы Конгломерат глыбовый 100-1000 Валуны неокатанные Брекчия валунная Валу- Конгломерат валунны ный Важным типом грубообломочных пород являются конглобрекчии. Они образуются при одновременном накоплении округлых и угловатых обломков, имеющих неодинаковый состав и разное происхождение, либо возникают на промежуточной стадии окатывания обломков и при продолжении этого процесса переходят в конгломераты.

3.3 Песчаные (псаммитовые) и алевритовые породы Для классификации песчаных и алевритовых пород используют размерность обломочных зерен и их минеральный состав.

Гранулометрическая классификация в отечественной нефтяной литологии основана на десятичной метрической системе. В соответствии с ней выделяются песчаная (псаммитовая) и алевритовая группы. Песчаная группа (1,0-0,1 мм) включает крупнозернистую (1,0-0,5 мм), среднезернистую (0,5-0,25 мм) и мелкозернистую (0,25-0,1 мм) фракции. Алевритовая группа (0,1-0,01 мм) состоит из крупноалевритовой (0,1-0,05 мм) и мелкоалевритовой (0,05-0,01 мм) фракций.

Фракция с размером мельче 0,01 мм относится к пелитовой и характеризует глинистые отложения.

Классификация песчано-алевритовых отложений по минеральному составу обычно проводится путем подсчета доли различных породообразующих обломочных компонентов относительно их суммарного содержания, принятого за 100%.

По составу различаются мономиктовые (мономинеральные), олигомиктовые (с преобладанием каких-либо двух компонентов) и полимиктовые (полиминеральные) пески и алевриты (песчаники и алевролиты). В группе полимиктовых пород выделяют аркозы, граувакки и смешанные разности. Известны классификации песчано-алевритовых пород, предложенные М.С. Швецовым, Г.И. Теодоровичем, В.Д Шутовым и А.Г. Коссовской, В.Н. Швановым.

В.Н. Шванов использовал рациональные подходы различных исследователей к типизации песчано-алевритовых пород и предложил их классификацию, которая достаточно удобна в практической работе литологов. Графически она представлена треугольной диаграммой, в вершинах которой помещены стопроцентные содержания кварца, полевых шпатов (плюс слюда) и обломков пород. Соответственно, в углах треугольника выделяются поля кварцевых, полевошпатовых и собственно грувакковых песчаников и алевролитов, а в остальной его части – поля смешанных разностей пород (Рис. 3.1).

Рис. 3. 1 Классификационная диаграмма песчано-алевритовых пород [5] Минеральные типы обломочных пород можно различать и по химическому составу. В чистых кварцевых песках содержание оксида кремнезема достигает 95- %. В олигомиктовых полевошпатово-кварцевых породах количество оксида кремнезема понижается до 80 %. Его содержание в аркозах и граувакках составляет 65-68 %. Граувакки содержат больше Аl2О3, чем большинство других песчаников, и характеризуются преобладанием Na2O над К2О и MgO над СаО. Аркозовые песчаники имеют высокое содержание А12О3, К2О и Na2O, обусловленное обилием полевых шпатов.

При классификации и определении генезиса песчаников существенным является изучение цемента, прежде всего сингенетического, который отражает условия седиментогенеза.

При характеристике обломочных пород указывают состав цемента (глинистый, карбонатный и др.), его количественное соотношение с обломочной частью и тип. Выделяют следующие типы цемента: базальный цемент (а том числе пойкилитовый), поровый, пленочный, крустификационный, регененации. Возможна также цементация обломочных зерен за счет их плотного примыкания. Это так называемый цемент соприкосновения, или контактный. По морфологии границ соприкосновения зерен выделяются контакты точечные, прямолинейные, приспособления формы (конформные) и внедрения (инкорпорации, в том числе сутуровидные).

Состав и структура обломочных пород не остается постоянным и зависит не только от процессов седиментогенеза. В результате действия сложных постседиментационных диагенетических и катагенетических процессов происходит формирование новых минералов и иногда полное замещение первичных компонентов.

Уже на ранних стадиях в песках и алевролитах в результате диагенетических окислительно-восстановительных процессов возникают аутигенные минералы железа и других элементов. В катагенезе преобразование идет еще глубже, и иногда наблюдаемый минеральный состав очень слабо напоминает первичный. Это обстоятельство необходимо иметь в виду при изучении обломочных пород.

3.4 Глинистые породы В осадочной оболочке Земли глинистым породам принадлежит ведущая роль.

Они являются продуктами механического и (или) химического разрушения источников сноса материнских пород различного генезиса. Главные породообразующие компоненты представлены водными алюмосиликатами, выделяемыми в группу глинистых минералов, пелитовый размер чешуек которых не превышает 0,01 мм.

По размерам выделяются фракции: крупнопелитовая (0,01-0,005 мм), среднепелитовая (0,005-0,001 мм) и мелкопелитовая ( 200 гр Определение концентраций элементов под шлиф (без пошлиф сканирующим электронным микроскопом кровного стекла) Спектральный анализ (содержание B, Li) пудра (200 меш) 3 гр 7 Отбор керна и подготовка к исследованиям 7.1 Объем и интервалы отбора керна по категориям скважин В зависимости от назначения бурящейся скважины отбор керна производится в различных объемах и с различными целями.

В опорных скважинах производится сплошной отбор керна, начиная с опорного горизонта.

В параметрических скважинах проводится отбор керна в том объеме, который обеспечивает установление и уточнение границ стратиграфических подразделений и характеристик физических свойств комплексов отложений.

В поисковых скважинах керновый материал служит для характеристики литологии и стратиграфии разреза, уточнения структурных построений.

В разведочных скважинах керн отбирается с целью обоснования подготовки залежи к разработке. Отбор керна производится в интервалах залегания продуктивных пластов.

В эксплуатационных скважинах керн отбирается с целью обоснования подсчетных параметров продуктивного пласта.

Отбор керна обычно производится в процессе бурения, но при необходимости образцы пород выбуриваются боковым грунтоносом из стенки скважины.

В процессе бурения для отбора керна используют специальные снаряды для колонкового бурения (керноприемные устройства) различных типов (Недра, Кэмбрий, Секьюрити и др). Диаметр керна обычно составляет от 50 до 110 мм.

7.2 Упаковка и первичное документирование керна Подготовка отобранного керна к документированию и дальнейшей транспортировке в кернохранилище начинается с его предварительного описания и упаковки на скважине [5]. Упаковка включает маркировку, герметизацию и укладку керна в ящики.

Описание керна в геологическом журнале производится после каждого подъема бурового инструмента.

Пример укладки и маркировки приводится согласно [4] показан на Рис.7.1.

Рис.7.1 Общий вид поступающего керна на исследования: а) в ящиках; б) в упаковке Извлеченный керн укладывается в ящики соответствующего образца строго в той последовательности, в которой был вынесен. В случае уменьшения диаметра керна в процессе бурения для сохранения последовательности укладки необходимо колонку керна укрепить в ячейке ящика посредством деревянных клиньев или другим материалом.

Начало и конец интервала отбора оформляется этикеткой, завернутой в полиэтиленовую пленку или плотную бумагу. В этикетке указывается организация, проводившая бурение, месторождение или площадь, номер скважины, дата отбора, интервал проходки, вынос керна, краткое литологическое описание, фамилия и инициалы ответственного за прием и укладку данного материала.

Если в определенном интервале керн не удалось отобрать, то в ящик укладывается этикетка с указанием интервала отсутствия выноса керна.

На верхних торцах перегородок, подготовленных для маркировки, отмечаются места вложения этикеток, наносятся стрелки, указывающие направление укладки керна (слева - направо, сверху – вниз), наносятся интервалы отбора керна.

После укладки и оформления керна ящик закрывается крышкой и окантовывается мягкой проволокой или металлическими полосами.

В настоящее время для лучшей сохранности керна при бурении и подъема на поверхность используются специальные керноприемники со стеклопластиковыми трубами внутри. При подъеме бурового инструмента на поверхность стеклопластиковая труба извлекается из бурового снаряда и пилится на необходимые интервалы. Места срезов используются для предварительной документации поднятого керна. После описания срезов торцы труб закрываются специальными крышками, сами трубы маркируются и укладываются в упаковочные ящики. На Рис. 7.2. представлена фотография ящика с тремя метровыми отрезками керна, упакованного в стеклопластиковые трубы.

7.3 Профильные исследования керна После распаковки и чистки керна в кернохранилище производится его маркировка и профильные исследования. [7].

Профильными называются непрерывные исследования вдоль всей колонки керна, отобранной из скважины, в случае инструментальных измерений их иногда называют «каротаж по керну».

В перечень профильных исследований колонки полноразмерного керна (керн полного диаметра, еще не распиливавшийся) входят:

определение естественной радиоактивности горных пород;

определение плотности горных пород;

измерение акустических свойств.

Рис.7.2 Колонки керна, уложенные в пластиковые трубы После проведения данных работ следует продольная распиловка керна и продолжение профильных исследований:

фотографирование в дневном свете и при ультрафиолетовом освещении (УФО);

измерение проницаемости (поверхностной);

макроописание керна;

разметка отбора образцов на детальные исследования;

отбор образцов и выбуривание цилиндров;

фотография колонки керна в дневном свете с маркировкой мест отбора.

Измерение концентраций естественных радиоактивных элементов (K, U, Th), суммарного гамма-излучения и плотности породы и сопоставление этих данных с данными ГИС позволяют проверить правильность укладки керна и определить место истинного положения неверно размещенного на буровой интервала. Результаты гамма-спектрометрии наиболее значимы для привязки интервалов при неполном выносе керна. Как правило, одновременно с определением ЕРЭ измеряется минералогическая плотность Подробное описание метода спектрометрического гамма-каротажа, установки и методики профильных измерений помещены в книге Изображения, получаемые при фотографировании в ультрафиолетовом свете (Рис. 7.3), позволяют выделить в разрезе все нефтенасыщенные и карбонатизированные участки керна, определить характер нефтенасыщения, обнаружить наличие углеводородов (УВ) нефтяного ряда, зафиксировать текстурные особенности, элементы проявления тектонических процессов, оползневых явлений и пр.

Нефтенасыщенные интервалы керна светятся в ультрафиолетовом свете в широком диапазоне - от еле заметного голубого до буровато-оранжевого цвета. Установлено, что чем выше плотность углеводородов и насыщенность ими пород, тем больше желтых, оранжевых и коричневых цветов.

Рис.7.3 Колонки керна, сфотографированные в дневном (а) и ультрафиолетовом (б) свете. Северо-Лабатъюганское месторождение, пласт АС11(1) Проницаемость, определяемая на поверхности спила керна (Рис.7.4), является в большей степени качественным показателем, несмотря на то, что полученные значения имеют удовлетворительную сходимость с данными, полученными при замере газовой проницаемости на стандартных образцах цилиндрической формы.

Рис.7.4 Устройство для профильного измерения проницаемости Литологическое описание керна и данные профильных измерений позволяют разметить точки отбора образцов для дальнейших исследований. Литологическое описание керна уточняется, детализируется и пополняется новыми данными в процессе продвижения керна по всем звеньям технологической цепи.

Пример литологического описания керна, извлеченного в процессе долбления №1 приведен в таблице 7.1.

Завершающим этапом работы с колонкой керна является выбуривание образцов-цилиндров необходимых размеров и отбор образцов-кусков для проведения комплекса лабораторных исследований. Образцы выбуриваются и отбираются в соответствии с литологическим описанием и результатами профильных исследований, а также исходя из необходимости получения максимального объема информации по петрофизическим свойствам, гранулометрическим, минералогическим, геохимическим характеристикам горных пород. Каждый образец сопровождается этикеткой, на которой указывается его номер, номер скважины, участок отбора, интервал отбора, привязка образца от начала интервала, вид анализа, на который произведен отбор, дата отбора и организация, производившая отбор. Место отбора образца так же фиксируется этикеткой и (или) вкладышем из картона (дерева пластика и др.), на которых указывается организация, дата отбора, номер договора, длина изъятого куска керна и его привязка от начала интервала до подошвы образца.

Таблица 7.1 Пример литологического описания керна На Рис. 7.5 представлены коробки длинной по 75 см для хранения распиленного керна. Большая секция предназначена для хранения 2/3 (по диаметру колонки) керна для исследований и собственных нужд недропользователя. В узкой секции хранятся «горбушки», предназначенные для вечного хранения в федеральном кернохранилище. В нижней коробке видна этикетка конца интервала долбления с полным описанием этого долбления. Этикетками также отмечают места отобранных образцов. На торце коробки дается описание интервала отбора керна.

После отбора и регистрации образцов отработанный керн укладывается на хранение с соответствующей регистрацией в кернохранилище (Рис. 7.6). Высота помещения порядка 7м, поэтому операторы работают с подъемниками, в которых предусмотрена телескопическая система выдвижения платформы под поддон.

Рис.7.5 Коробки с керном Рис. 7.6 Вид на стеллажи кернохранилища. г.Тюмень 7.4 Подбор коллекции керна и подготовка ее к исследованиям Размеры и объем исследуемого образца горной породы ничтожно малы по сравнению с объемом изучаемых пластов. Результаты исследований отдельных образцов отражают действительные свойства пород, слагающих изучаемые пласты, лишь тогда, когда эти образцы отобраны так, что они полностью представляют породы данных пластов. Следовательно, успех исследований обусловливается правильностью отбора образцов. Нельзя составить универсальную методику по отбору образцов, так как частота отбора и комплексность анализов зависят от многих причин, в первую очередь, от целевого назначения исследований, литологического состава отложений, характера насыщающих их нефти или газа и других факторов, которые необходимо учитывать в процессе изучения отложений.

Требование проводить измерения на одних и тех же образцах керна (гл.

5.3.2) вызывает необходимость определенной последовательности подготовки проб к исследованиям. Изучение образцов керна на концентрации естественных радиоактивных элементов проводят на навесках более 200 грамм, а содержание минералов определяют методом рентгенофазового анализа, для чего требуется навеска в несколько грамм. Стандартные петрофизические методы проводят на цилиндрах 30х30мм (см. табл. 6.2). Разномасштабность измерений вносит определенную ошибку в результаты петрофизической настройки. Для ее уменьшения необходимо соблюдать требования к пробоподготовке. На первом этапе с образца керна срезается щечка. Из оставшегося керна выпиливается цилиндр для петрофизических исследований и кубик для растрового электронного микроскопа.

Оставшаяся проба дробится, квартуется, после чего отбираются пробы для анализов, требующих небольшой навески.

Важным фактором в изучении керна является фактор времени. Легкая нефть и/или конденсат, содержащиеся в керне, полностью улетучивается в первые дни после подъема на поверхность. Это означает, что керн с буровой должен доставляться в течение нескольких дней, что позволит не упустить незначительные признаки нефтеносности.

Количество и вид отбираемых проб зависит от возможностей лабораторного изучения и конкретных задач. Так, например, при построении петрофизических связей типа «керн-ГИС» плотность анализов должна быть не менее 3 -5 образцов на 1 м вынесенного керна при условии толщины пласта не менее 1,5 м и 80% выносе керна [3].

Линейные или весовые размеры и форма керна или куска породы зависят от вида анализа и литологических особенностей породы. Для определения петрофизических свойств используются образцы как неправильной формы, так и стандартные образцы правильной цилиндрической формы длиной и диаметром 30 мм.

При определении коэффициента открытой пористости методом жидкостенасыщения используют образцы горных пород как правильной (цилиндрической), так и произвольной формы. Масса образца должна составлять от 20 до 800 г. При определении пористости литологически однородных горных пород используют образцы массой от 20 до 60 г. Допускается использование образцов с массой менее 20 г. Для горных пород, характеризующихся наличием элементов, отличающихся по литологической характеристике от основной массы породы (галечники и др.), ярко выраженными текстурными особенностями (плитчатость, переслаивание), наличием пустот размером более 2 мм (каверны, трещины) используют образцы с сохраненным при выбуривании на скважине диаметром керна массой не более 800 г.

7.4.1 Продольная распиловка керна Для продольной (вдоль оси) распиловки керна (отпил щеки) используется станок «РАСПИЛ-1М», изображенный на Рис. 7.7 Максимально-возможный диаметр керна – 110 мм.

Рис. 7.7 Общий вид станка для продольной распиловки керна Продольная распиловка керна вдоль оси по хорде поперечного сечения в зависимости от диаметра D составляет от 15-20 мм (D = 80 мм) до 40 мм (D = мм) (Рис. 7.8). Распиленный керн спиленной поверхностью вверх укладывается в лотки, при этом малая часть (щечка) размещается рядом с основной частью.

Рис.7.8 Продольное распиливание полноразмерного керна 7.4.2 Выбуривание цилиндров При определении ФЕС используют образцы горных пород правильной (цилиндрической) формы диаметром 30 мм и высотой 30 мм с параллельно отрезанными, пришлифованными торцами.

Для изготовления стандартных образцов правильной геометрической формы используют твердосплавные или алмазные коронки и алмазные круги. Выбуривание цилиндрических образцов из полноразмерного керна для стандартных петрофизических исследований производится на станке для высверливания образцов (Рис. 7.9) вдоль слоистости породы.

Рис.7.9 Станок для высверливания цилиндрических образцов Для обрезания торцов полученных цилиндров используется станок для торцевания цилиндрических образцов (Рис. 7.10).

Оставшиеся отрезанные торцы упаковываются в пакетики для дальнейшего использования в изготовлении петрографических шлифов, определения карбонатности, минералогической плотности и других исследований.

После изготовления на цилиндрический образец наносится лабораторный номер черной тушью и, если требуется, указывается параллельная или перпендикулярная ориентировка относительно напластования.

В случае нарушения боковой поверхности керна, происшедшего в процессе бурения и выноса керна, удаляется внешний слой либо изготавливают цилиндрический или кубический образец максимального размера из средней части керна.

Для определения проницаемости при радиальном направлении потока газа в центре образца высотой 40-100 мм сверлят отверстие диаметром 6-12 мм.

Рис.7.10 Станок для торцевания цилиндрических образцов.

Кроме продольной распиловки керна и выбуривания цилиндров для дальнейшей работы производят выпиливание образцов и изготовление шлифов. На Рис. 7.11 приведен способ расчленения цилиндрика, выпиленного из колонки керна, для разных видов анализов так, чтобы соблюдалось основное требование – единая глубина исследований, что является очень важно для дальнейшего комплексного анализа результатов исследований каменного материала.

Рис.7.11 Разделение цилиндра, выпиленного из колонки керна, для различных методов исследования 7.4.3 Очистка образцов керна от содержащихся в них нефти и битумов (экстракция) В процессе подготовки образцов керна для проведения различных исследований производится очистка порового пространства породы от содержащихся в ней нефти, битумов, а также солей (экстрагирование). Для очистки образцов используются аппараты Сокслета (Рис. 7.12). В качестве растворителей используется хлороформ или спиртобензольная смесь в соотношении 1:1.

Аппарат Сокслета состоит из плоскодонной колбы, экстрактора (сокслета) и шарикового холодильника. Колба объемом 200 или 500 мл имеет шлифованную с внутренней стороны горловину. Экстрактор представляет собой цилиндрический сосуд диаметром до 50 мм и высотой до 500 мм. Для герметичности все три части аппарата соединяются между собой на шлифах. Части аппарата в каждом комплекте нумеруется. При сборке после промывки следует соединять части, имеющие одинаковые номера.

Рис.7.12 Аппарат Сокслета для экстрагирования из горных пород нефтей и битумов Порядок работы.

1. В колбу наливают растворитель, а в экстрактор помещают образец(ы). Предварительно образцы пронумеровываются карандашом и обворачиваются в фильтровальную бумагу.

2. Колбу соединяют с экстрактором и холодильником, устанавливают аппарат на закрытую электрическую плиту или в водяную баню и включают нагрев.

3. Растворитель в колбе нагревается до кипения, его пары по широкой трубке поднимаются в верхнюю часть экстрактора и поступают в холодильник, в котором они конденсируются и в виде капель падают на дно экстрактора, заливая образец. Когда уровень растворителя в экстракторе поднимется выше верхнего колена сифонной трубки, последняя начинает действовать как сифон и весь растворитель по ней переливается в колбу. В процессе кипения из колбы испаряется только растворитель, а высококипящие фракции нефти и битумов остаются и накапливаются в колбе.

4. Экстрагирование считается законченным, когда растворитель в экстракторе и сифонной трубке станет бесцветным.

Экстрагирование может продолжаться от нескольких часов до нескольких суток и более.

7.4.4 Сушка образцов Определение коллекторских свойств проводят на образцах, высушенных в конвекционной печи до постоянной массы при температуре (105±2)°С. Для сильно глинистых и загипсованных пород сушку проводят в вакуумных шкафах при температуре (70±2)°С или в сушильных шкафах с досушкой в эксикаторе над хлористым кальцием.

После сушки перед испытаниями образцы охлаждают и хранят в эксикаторе над прокаленным хлористым кальцием или высоко дисперсным силикагелем.

7.4.5 Насыщение Наиболее распространенным методом определения открытой пористости является метод насыщения порового пространства образца породы жидкостью. Для достижения наилучших результатов необходимо точно следовать методике, поскольку основные ошибки при определении пористости возникают из-за неполноты насыщения жидкостью образца горной породы, которое может привести к занижению величины открытой пористости.

Аппаратура для насыщения образцов горной породы жидкостью обычно состоит из вакуум-насоса, какого-либо сосуда, в который помещают кювету с образцами, емкости для жидкости (что позволяет вакуумировать жидкость раздельно) и устройства для перепуска жидкости в кювету с образцами (Рис. 7.13). Для насыщения образцов горных пород используется очищенные керосин, пластовая вода или модель пластовой воды.

Рис.7.13 Система насыщения под вакуумом образцов горных пород жидкостью.

Порядок работы.

1. Необходимое количество жидкости заливается в емкость.

2. Кювета с образцами помещается во вторую емкость.

3. Емкости герметично закрываются крышками и начинается процесс раздельного вакуумирования сухих образцов и жидкости.

4. Жидкость вакуумируют до прекращения интенсивного выделения пузырьков газа. Время вакуумирования образцов выбирают в зависимости от проницаемости образцов. Оно может составлять от 2 до 6 часов.

5. По истечении времени вакуумирования перекрывают кран изолирования емкости с образцами и, для создания условий капиллярной пропитки, производят слив небольшого количества отвакуумированной жидкости через кран трубки в кювету с образцами, для чего необходимо немного увеличить давление в емкости для жидкости, слегка открыв кран сброса.

6. После заполнения кюветы с образцами жидкостью примерно на треть кран на трубке перелива жидкости перекрывается и открывается кран изолирования емкости для образцов. Происходит дальнейшее вакуумирование.

7. По мере повышения уровня капиллярной пропитки уровень жидкости в кювете с образцами поднимают ступенями. Время вакуумирования на каждой ступени должно составлять не менее 20 минут в зависимости от проницаемости образцов горных пород. Насыщение стандартных цилиндрических образцов диаметром и длиной 30 мм должно проходить минимум в три ступени.

8. По окончании капиллярной пропитки уровень жидкости в кювете поднимается на один сантиметр выше поверхности образцов и происходит вакуумирование до прекращения интенсивного выделения пузырьков газа.

9. Медленно открывается клапан сброса, и кювета с образцами извлекается из емкости.

Образцы в кювете остаются под уровнем жидкости для донасыщения при атмосферном давлении. Время донасыщения зависит от проницаемости и пористости образцов и должно составлять не менее 10 часов. При донасыщении и при всех последующих операциях образцы выдерживают под уровнем жидкости, чтобы не было контакта их с атмосферой. Если образцы насыщаются моделью пластовой воды, то образцы помещаются в эксикатор для предотвращения испарения воды и, как следствие, изменения минерализации жидкости.

7.5 Документация комплексных исследований коллекции керна Результаты анализа данных керна при лабораторных исследованиях заносятся в таблицы по видам исследования.

Для проведения комплексного анализа результаты исследований следует объединить в общую таблицу.

Для получения объединенной таблицы в случае больших объемов информации целесообразно пользоваться системами управления базами данных (СУБД), например, MS Access.

Для идентификации образцов могут использоваться:

Лабораторный номер образца (предпочтительно) Номер скважины/номер долбления/глубина отбора относительно кровли В объединенной таблице керна в каждой строчке приводится весь набор исследований, выполненных на образце. Формат таблицы следующий:

Все определения, сделанные на данном образце Объединенную таблицу данных исследования керна легко анализировать в MS Excel. В таком же виде информация загружается в интерпретационные пакеты.

На этапе подготовки имеет смысл провести контроль диапазона параметров.

7.6 Привязка керна Как правило, глубины, указанные при отборе керна не совпадают с глубинами по ГИС. Это связано c:

низкой точностью определения глубин при отборе керна Глубины рассчитываются по количеству бурильных труб. При этом возможны ошибки. Кроме того, трубы могут иметь несколько разную длину, погрешностью определения глубин при ГИС (за счет растяжения кабеля и других обстоятельств).

Существуют следующие основные способы привязки керна:

По сопоставлению результатов профильных замеров на колонке керна с данными ГИС (ГК, ГГКП). Этот способ является самым надежным.

По сопоставлению макролитологического описания керна с литологией Способ используется редко. Недостатки заключаются в необходимости кодирования макроописания и связанной с этим неоднозначности По сопоставлению параметров, определенных на керне, и полученными по ГИС (например, по плотности или Кп). Если обработка ГИС еще не сделана, при привязке по Кп возможно использование характерных значений НК, ПС, ГГК, АК.

Этот способ используется чаще всего Надежность привязки керна снижается при:

Недостаточной плотности анализов керна Отсутствии профильных замеров на полноразмерном керне Способ 1. Привязка керна на основе сопоставления диаграммы ГК, зарегистрированной в скважине, и профильного замера ГК на колонке керна Для выполнения профильного спектрального каротажа в петрофизических лабораториях используется специальная установка (см. кн.2). На колонке керна производятся измерения естественной радиоактивности. Образцы керна размещаются на лотках длиной 1 метр, которые транспортируются в “шаговом” режиме, через свинцовый домик, где размещается сцинтилляционный гамма-детектор. Визуализация полученных результатов и кривой ГК позволяет сравнивать и увязывать кривую по керну с кривой ГК по ГИС (Рис. 7.14).

Рис.7.14 Привязка керна по данным профильного замера естественной радиоактивности. Колонка слева – до привязки, справа – после [2] При привязке керна в карбонатных отложениях иногда недостаточно пользоваться только лишь замерами ГК ввиду низкой естественной радиоактивности чистых карбонатов. Отсутствие дифференциации данных ГК делает привязку керна невозможной. В этих случаях надежность привязки повышается при использовании замера плотности на колонке керна.

Способ 2. Привязка керна на основе сопоставления макролитологического описания и литологии по ГИС.

Пример сопоставления показан на Рис. 7.15. Для выполнения работы были созданы литологические колонки по керну по ГИС.

Рис.7.15 Привязка керна по макроописанию [2] Способ 3. Привязка керна по сопоставлению параметров, определенных на керне и по ГИС.

При этом способе производится поиск смещения глубин по керну (Рис. 5.9) при котором разница между керновыми данными и ГИС минимизируется. Возможно применение автоматизированных алгоритмов, в основе которых лежит следующий алгоритм (применяется для каждого долбления):

Пошаговое задание возможного смещения текущего долбления Расчет коэффициента корреляции между параметром по керну и ГИС Выбор оптимального смещения, при котором коэффициент корреляции При выносе керна менее 100% после смещения всего интервала долбления смещают индивидуально каждый образец, ориентируясь на фотографии колонки керна.

1. ГОСТ 12536-79. Грунты. Методы лабораторного определения гранулометрического (зернового) и микроагрегатного состава.

2. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М.: Недра, 1970.

3. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В.И.Петерсилье, В.И.Проскурина, Г.Г.Яценко. – Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003, стр.5-4.

4. Методическое руководство по оперативным исследованиям керна. ОАО «Сургутнефтегаз», 2003г.

5. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Лабораторные работы по курсу «Физика нефтяного пласта». М.: Гостоптехиздат, 1953.

6. РД 39-0147716-505-85 «Порядок отбора привязки хранения, движения и комплексного исследования керна и грунтов нефтегазовых скважин», Министерство нефтяной промышленности, М., 1986.

7. Усманов И.Ш., Ермакова С.А., Трофимова Е.Н. "НефтьГазПромышленность" 1 (29) 2007.

8 Методы литологического изучения керна Терригенные породы изучают визуально при макроскопическом описании керна в полевых и камеральных условиях и лабораторными методами под поляризационным микроскопом.

8.1 Макроскопическое описание керна Описание керна производится согласно общепринятой схеме, приведенной во многих руководствах по литологии и принятой на кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ (Карнюшина Е.Е., Чочия Г.Л., Фадеева Н.П. и Пронина Н.В. 1990).

После визуального определения типа породы и ее названия указывают основные диагностические признаки, к которым относятся:

1 - цвет, его оттенок, интенсивность, характер распределения в породе;

2 – структура (форма, размер породообразующих компонентов и их количественное соотношение);

3 – состав породообразующих обломочных компонентов и цемента, их соотношение;

4 - текстура (взаиморасположение породообразующих компонентов);

5 – включения (минеральные и органические, характер их соотношения с породообразующими компонентами и текстурой породы);

6 – степень крепости и сцементированности породы;

7 – характер фрагментации породы;

8 - характер излома;

9 – вид реакции с соляной кислотой;

10 – характер взаимоотношения с водой 11 – визуальная пустотность (трещины, поры, каверны) 12 – характер насыщения флюидами Ниже приведено толкование некоторых диагностических признаков и даны методические указания для их характеристики Структура породы. При характеристике формы обломков отмечают, прежде всего, степень окатанности зерен (Рис.8.1). По этому признаку выделяют три группы частиц: окатанные (3-4), полуокатанные (2), неокатанные (0-1).

Рис.8.1Степень окатанности зерен породы Помимо степени окатанности важно отметить степень изометричности зерен в образце (Рис.8.2).

Рис.8.2 Изометричность зерен породы Степень сортированности породы определяют по соотношению породообразующих фракций (таблица 8.1).

Таблица 8.1 Степень сортированности породы Балл Визуальная характеристика 0 Очень плохая Несколько различных по размерности 2 Средняя Две-три, в целом составляющие более 50% 4 Очень хорошая Абсолютное преобладание одной Основными типами текстур терригенных отложений являются массивные, слоистые и нарушенные. При характеристике текстур указывается степень ее выраженности, толщина слоев и слойков, углы их наклона, распределение материала в слойках, морфология нарушений. Один из вариантов генерализованной схемы типов текстур показан на Рис. 8.3.

Рис.8.3 Типы слоистости (по П.П.Тимофееву, с упрощением) При характеристике состава породы перечисляются и описываются ее минералогические и петрографические компоненты в порядке убывания. При описании желательно указать ориентировочное содержание этих компонентов. Если порода мономинеральная, то отмечаются лишь дополнительные компоненты: «песчанистый», «сильно» или «слабо глинистый», «железистый» и т. д.

Цемент в песчано-алевритовых породах различается по составу, структуре и стадии формирования (Таблица 8.2). Он может быть первичным - седиментационным, выпадая в осадок одновременно с обломочными зернами, или аутигенным, образованным в постседиментационные стадии. Первичность или вторичность цемента установливается проводится путем анализа его вещества и характера взаимоотношений с обломочными зернами.

Таблица 8.2 Классификация основных типов цемента Количество цемента Базальный (количества зерен и цемента соизмеримы) и взаимоотношение Поровый (зерен больше, чем цемента) с обломочными Соприкосновения или контактовый (зерна значительно презернами обладают над цементом) Равномерность Равномерный распределения Неравномерный- сгустковый или пятнистый Ориентировка ча- Неориентированный стиц цемента по от- Ориентированный: а) пленочный (частицы цемента паралношению к обло- лельны контуру зерна); б) крустификационный (частицы мочным зернам перпендикулярны контуру зерна); в) регенерационный или нарастания (цемент имеет состав, аналогичный обломочным Состав Глинистый, карбонатный, железистый, гипсовый, кремневый Однородность со- Однородный Степень кристал- Аморфный личности Неперекристаллизованный (тонкозернистый) Перекристаллизованный: а) мозаичный (величина кристаллов сопоставима с зернами); б) пойкилитовый (кристаллы Стадия образова- Сингенетический (седиментационный) ния и последова- Эпигенетический (аутигенный) различных генераций тельность выделения Аутигенные образования могут присутствовать в обломочных породах в виде изолированных зерен (например, глауконит), микроконкреций и линз (сидерит, пирит), а также в виде псевдоморфоз по различным обломочным и более ранним аутигенным выделениям.

Включения – несущественная по количеству и часто инородная по отношению к основному составу часть породы. Включения описываются подробно, с фиксацией их размера, формы, состава, характера расположения, количества, степени сохранности, а для органических остатков - определением систематического положения («двустворки», «серпулы» и т. д.).

Вид реакции с 10 % соляной кислотой (может не фиксироваться при отсутствии реакции) оценивается по пятибалльной шкале: 0- не реагирует, 1- слабо вскипает в порошке, 2- бурно в порошке, 3- слабо в куске, 4- бурно в куске.

Характер взаимоотношения с водой особенно важно оценить при макроскопическом исследовании глин и определении степени их размокаемости в воде. Образования, распускающиеся в воде сразу же после их погружения, называются глинами. Если этот процесс происходит в течение первых суток, глина называется уплотненной. Неразмокающие в воде разности относятся к аргиллитам. К мономинеральным образованиям можно успешно применять визуальное определение минерального состава глин методом капли, предложенное И.Конта, которое основано на использовании свойств глинистых минералов по-разному взаимодействовать с водой, либо с этилен-гликолем [4].

Гидрофобность или гидрофильность песчано-алевритовых пород может служить косвенным признаком их нефтенасыщенности и свидетельствовать о присутствии глинистого гидрофильного либо кремнистого гидрофобного цемента.

Крепость породы определяется по упрощенной трехбальной шкале, применяющейся в полевых условиях: породы слабые или слабой крепости (ломаются рукой); средней крепости (рукой не ломаются, но сравнительно легко разбиваются молотком); породы крепкие (с трудом разбиваются молотком). Крепость пород не следует путать с твердостью, а также с плотностью, отражающей пористость породы.

Характеристика излома. При макроскопическом описании можно сделать косвенное заключение о структуре глины по характеру излома: однородный раковистый излом свидетельствует о пелитовых структурах (размер частиц менее 0, мм), шероховатый излом указывает на примесь алевритовых, либо песчаных зерен. В последних случаях структуры определяются как алевропелитовые, либо песчанопелитовые.

Характеристика пустот. При описании трещиноватых пород следует дополнительно указать следующие особенности: ориентация трещин относительно слоистости и оси керна, ширина и длина трещин, расстояние между ними, зоны сгущения и их выдержанность, характер ветвления и изгибов трещин, характер поверхности стенок (гладкие, ровные, рваные, бугристые, шероховатые, следы скольжения), изменчивость характерных особенностей трещин при пересечении различных литологических разностей, характер и тип заполнения трещин.

Характер флюидонасыщения. При макроописании песчаных и алевритовых пород необходимо отметить наличие или отсутствие признаков нефти и газа и тип коллектора (поровый, кавернозный, трещинный или смешанный).

8.2 Построение литологической колонки отложений, вскрытых скважиной Построение литологической колонки основано на результатах ГИС и макроскопического описания колонки извлеченного керна.

Результаты геофизических исследований скважин (ГИС) необходимо учитывать как при определении глубины залегания, так и мощностей выделяемых пластов. Общий вид литологической колонки скважины и пример условных обозначений для ее построения приведен на Рис. 8.4.

8.3 Петрографическое изучение пород в шлифах Описание породы в тонком срезе – шлифе, используется для изучения свойств коллектора и покрышек, для определения их условий формирования, постседиментационных изменений и пр. Микроскопическое изучение пород является главным инструментом познания их вещественного состава и структуры.

Минеральные вещества по способности пропускать через себя свет в шлифах подразделяются на прозрачные и непрозрачные. Прозрачные - изотропные и анизотропные изучаются, под микроскопом в проходящем свете, непрозрачные исследуются в отраженном свете.

Изотропные вещества обладают одинаковыми оптическими свойствами во всех направлениях, поэтому двупреломление у них отсутствует, и под микроскопом при скрещенных николях они не просветляются. Характерными представителями изотропных компонентов являются минералы группы гранатов и аморфные образования - опал и обсидиан. Анизотропные минералы поляризуют свет и расщепляют луч на два луча со взаимно перпендикулярными направлениями колебаний.

Эти лучи распространяются в минерале с разной скоростью, и возникающая таким образом разница в показателях преломления обусловливает двупреломление.

Наиболее часто встречающимися представителями этой группы являются такие породообразующие минералы осадочных пород, как кварц и его разновидности, полевые шпаты, глинистые минералы, карбонаты и сульфаты.

Рис.8.4 Фрагмент литологической колонки скважины Среди непрозрачных минералов в осадочных породах распространены пирит, марказит, магнетит, ильменит, лейкоксен, гематит, лимонит. Для их диагностики в петрографических шлифах используются характеристика габитуса, цвет, блеск и внутренние рефлексы в отраженном свете. Последние возникают при отражении от плоскостей спайности и трещин.

Обломки пород в шлифах узнаются по их в различной степени структурированной основной массе. Диагностика обломков производится путем анализа сочетаний минеральных компонентов, слагающих основную массу обломочного зерна.

В случае, когда такая диагностика невозможна, зерна рассматриваются как «неопределимые измененные обломки». По В.Н. Шванову (1987), по степени возрастания устойчивости в процессах седиментогенеза зерна обломков пород образуют такой ряд: глинистые – эффузивные - песчаные - карбонатные - кристаллических пород - кремнистые - кварцитовые. Обломки, указанные в начале ряда, встречаются только вблизи областей размыва. Устойчивые компоненты переносятся на большие расстояния и входят в ассоциации компонентов кварцевых песков.

Шлифы обычно изготавливаются поперек слоистости обломочной породы, так как при таком их расположении возможно получить максимальное количество характеристик породы и составляющих ее компонентов.

8.3.1 Описание обломочных пород в шлифах В целом описание обломочных пород ведется по общей схеме, аналогичной макроописанию. Очередность определений в шлифе следующая:

1. Определяется прозрачность и цвет породы в шлифе в обычном свете (при одном николе).

2. Микротекстура определяется по взаиморасположению компонентов породы и другим признакам, характеризующим общий рисунок исследуемого шлифа.

Микротекстура может быть беспорядочной, параллельнолойчатой, пятнистой, линзовидной, нарушенной за счет брекчированности и т.д.

3. Структура характеризуется путем измерения диаметра зерен и установления степени их окатанности. Выявляются зерна минимального и максимального диаметра, определяется размер преобладающих зерен в рамках стандартных фракций. Установление связи между размером зерен, их формой и степенью окатанности позволяет в дальнейшем делать заключения об особенностях переноса материала, характеризовать источники сноса. Описание корродированных, регенерированных, трещиноватых зерен, типов контактов между ними, наличие или отсутствие пор дает возможность оценить степень вторичных (постседиментационных) преобразований обломочных пород.

Заканчивается описание структуры указанием процентного соотношения между цементом и обломочной частью породы.

4. Обломочная часть породы при описании принимается за 100%. Основными составными компонентами этого количества являются обломочные зерна породообразующих минералов, при характеристике которых указываются их типоморфные особенности и процентное содержание. В состав обломочной части помимо породообразующих входят также акцессорные минералы - минералы, содержащиеся в породе в малых количествах (обычно меньше 1 %), но характерные для определенного типа пород. По характеру акцессориев. может быть установлено родство и происхождение пород, источники сноса и пр.

6. При характеристике цемента указывается его количество, состав, структура, тип по характеру взаимоотношения с обломочными зернами.

7. Помимо вышеперечисленных особенностей при описании фиксируются аутигенные минералы и органические остатки, а также обособления в виде стяжений и псевдоморфозы.

8.3.2 Описание глинистых пород в шлифах При описании глинистых пород в шлифах выделяются их основные типы, которые затем следует исследовать методами рентгенофазового анализа. Для установления типа глинистой породы требуется определить состав основной минеральной массы, долю и состав неглинистых обломочных примесей, органических остатков, аутигенных минералов и пр.

Порядок описания глинистой породы в шлифе следующий:

1. Цвет и степень прозрачности породы в шлифе при одном николе помогают сделать заключение о присутствии минеральных и органических примесей в основной глинистой массе.

2. Микротекстура изучается в шлифах, ориентированных перпендикулярно плоскостям наслоения породы. Подобно микротекстурам обломочных пород здесь может наблюдаться слойчатость, линзовидность, пятнистость и другие текстурные рисунки, обусловленные определенным взаиморасположением различных компонентов, входящих в состав глинистой породы, а также возникающие в результате седиментационных и постседиментационных нарушений сплошности отложений.

3. Структура глинистой породы в целом, определяется по количественному соотношению пелитовой минеральной массы и компонентов более крупного размера. По этим признакам выделяются структуры пелитовые, алевропелитовые и другие. В случае присутствия заметных количеств растительных примесей можно говорить о фитопелитовой структуре глинистой породы.

4. Описание основной глинистой массы включает характеристику ее строения и оптических свойств:

а) при анализе строения основной массы необходимо оценить ее структуру по размеру и форме глинистых компонентов, а затем рассмотреть характер группировки этих компонентов. Структура основной глинистой массы оценивается по размеру минеральных агрегатов: грубая (более 0,1 мм), крупная (0,1-0,01 мм), мелкая (0,01-0,001 мм), тонкая (менее 0,001 мм). Форма частиц глинистой массы описывается как чешуйчатая, волокнистая, игольчатая и другие. В зависимости от группировки частиц различного размера основная глинистая масса может иметь скрытокристаллическое, колломорфное, беспорядочночешуйчатое, спутанноволокнистое, ориентированно-агрегатное строение, а также характеризоваться участками с разным типом структуры.

б) минеральный состав глинистой массы предположительно диагностируется по показателю преломления и величине двупреломления.

5. Обломочные неглинистые примеси в виде зерен минералов и обломков пород характеризуются по типу их распределения в основной массе (рассеянные, линзы, слойки, гнезда), структуре (размер и форма) и составу.

6. Органические остатки в глинистых породах могут быть представлены углефицированным растительным детритом, карбонатными и кремнеземными остатками раковин, водорослей и другими формами органогенного вещества.

7. Аутигенные минералы характеризуются по минеральному составу, форме обособлений, последовательности выделения.

Обстановки осадконакопления и фации. Под ред. Х.Рединга, пер. с англ. М.:

Из-во «Мир», Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. М., 1980..

Дафф П., Халам А., Уолтон Э. Цикличность осадконакопления. М., Фролов В.Т. Руководство к лабораторным занятиям по петрографии осадочных пород. Из-во МГУ, М., 1964, 309с.

9 Гранулометрический анализ Для определения гранулометрического состава горных пород существует несколько методик. Наиболее распространенными являются ситовой метод и метод двойного отмучивания (седиментационный), применяемые для слабо и средне сцементированных горных пород, а также метод исследования в шлифах под микроскопом, применяемый для средне и крепко сцементированных пород.

Ситовый анализ применяется преимущественно для характеристики состава псаммитов, а седиментационный анализ используют для характеристики алевритов и пелитов.

9.1 Ситовой анализ Аппаратура и принадлежности.

Агатовая ступка и пестик с резиновым наконечником, аналитические весы с разновесами, стандартный набор сит, кисточка.

Для разделения на фракции ситовым методом без промывки водой обычно пользуются тканными проволочными и шелковыми ситами.

Порядок работы 1. Проэкстрагированный и высушенный образец керна размельчают на составляющие его зерна при помощи агатовой ступки и пестика с резиновым наконечником. Допускается применение других способов измельчения горной породы при условиях сохранения целостности зерен, составляющих породу.

2. Из приготовленного песчаного материала берут навеску, равную 50 г.

Точность определения навески составляет 0,01 г. Навеску высыпают в набор сит, установленных друг на друга в порядке убывания размера отверстий и закрытых поддоном. Применяются сита с размером отверстий 1; 0,5; 0,25; 0,1 мм или в другой комплектации в зависимости от задач исследования.

3. В течение 15 минут встряхивают набор сит и добиваются полного рассеивания песчаного материала.

4. По окончании рассеивания содержимое каждого сита и поддона аккуратно высыпают на глянцевую бумагу, обметая каждое сито кисточкой.

5. Путем взвешивания определяют массу каждой фракции, то есть массу песчаного материала, отложившегося на каждом сите. Точность определения массы составляет 0,1 г.

6. Далее рассчитывается процентное содержание каждой фракции, исходя из того, что навеска 50 г составляет 100%. Суммарная потеря массы при проведении анализа не должна превышать 1%.

9.2 Метод гранулометрического анализа Авдусина-БатуринаОсборна (метод двойного отмучивания) 1. Для проведения анализа из образца отбирается воздушно-сухая навеска породы массой 20 г, которая помещается в фарфоровую чашку и заливается водой.

2. Для выделения песчаных фракций порода в чашке тщательно растирается резиновой пробкой, а образующаяся суспензия сливается в 5-ти литровую банку через сито 0,1 мм. Слив повторяется до тех пор, пока вода в чашке не станет прозрачной. Песчаные фракции с сита переносят в фарфоровую чашку и высушивают.

3. Банку с полученной суспензией доливают водой до верхней отметки и жидкость взбалтывают.

4. Через 20 минут глинистую фракцию с помощью сифона сливают в раковину или другую банку (при сборе глинистой фракции). Слив производится с нижней отметки на банке. Прежде чем слить частицы 0,01мм осели, то можно делать слив. Выделение глинистой фракции повторяется описанным способом до полного удаления фракции из суспензии.

5. Оставшиеся в банке алевритовые фракции переносят в банку меньшего размера (2-З л) которую доливают до верхней отметки и содержимое вновь взбалтывают.

6. Через 30 секунд с нижней отметки сифоном сливают мелко-алевритовую фракцию (0,05-0,01мм) в 5-ти литровую банку. Контроль за чистотой сливаемой фракции производится под микроскопом, как описано выше. Разделение фракций производится до тех пор, пока вся мелко-алевритовая фракция не будет перенесена в 5-ти литровую банку, а в маленькой банке останется только крупноалевритовая фракция (0,1-0,05мм).

7. После оседания частиц в банке излишек воды сливается, а фракции переносятся в фарфоровые чашки и высушиваются.

8. Высушенные фракции взвешиваются (песчаные - после предварительного разделения ситовым методом), результаты заносятся в таблицу и рассчитывается процентное содержание каждой фракции в породе. Содержание глинистой фракции рассчитывается по разности (от навески).

9. Результаты исследований оформляют в виде таблицы 9.1.

Гранулометрический состав представляют в виде таблиц, гистограмм, круговых диаграмм или кумулятивных кривых.

Таблица 9.1 Результаты исследования гранулометрического состава горной породы Дата исследования……... Лабораторный № обр………...

Интервал отбора керна, м Горизонт (пласт)…………… 10 Рентгеновские методы исследования 10.1 Физические основы Из всех методов определения минерального состава горных пород рентгеновский анализ является наиболее информативным, а для достоверной диагностики глинистых минералов – единственным. Наряду с анализом минерального состава рентгеновские методы позволяют решать немало практических задач грунтоведения, литологии, нефтяной геологии, палеогеографии и др. [7].

Рентгеновское излучение — электромагнитные волны, энергия квантов которых лежит на энергетической шкале между ультрафиолетовым излучением и гамма-излучением, что соответствует длинам волн от 104 до 10 (от 1014 до м). Рентгеновские лучи с длиной волны 0,05–2 получили наиболее широкое применение на практике, и используются при просвечивании образцов горных пород для изучения их строения, структуры и химического состава.

Источником рентгеновского излучения в лабораторных условиях является специальные разрядные трубки, внутри которых размещаются 2 электрода: отрицательный (катод), в виде вольфрамовой нити, и положительный (анод), представляющий собой пластинку, установленную под углом к нити. При прохождении по катоду электрического тока нить раскаляется, электроны вылетают из нее и с большой скоростью устремляются к аноду. При торможении электронов в материале анода возникает рентгеновское излучение разных длин волн.

Группа рентгеновских методов включает следующие виды исследования минерально-компонентного состава горных пород:

- рентгенофазовый анализ (РФА) (см. гл. 10.2);

- рентгеноспектральный (рентгенофлуоресцентный) анализ (РСФА) (см. кн.2);

- компьютерная томография (см. гл. 10.3) и др.

10.2 Рентгенофазовый анализ Рентгенофазовый анализ – один из самых совершенных методов диагностики минеральных тел, позволяющий изучать любые кристаллические тела: определять минеральный состав горных пород, изучать внутреннее строение минералов, определять минералогическую принадлежность тел, размер которых недоступен геологическому оптическому микроскопу. С помощью рентгеновского анализа можно успешно изучать многокомпонентные минеральные смеси, например, глинистые образования, в составе которых всегда присутствует большая группа минералов с размером частиц менее 0,001 мм.

В основе рентгеновского метода исследования минеральных тел лежит способность рентгеновских лучей проникать в кристаллическую решетку минералов.

Рентгеновские лучи отражаются от плоскостей кристаллической решетки минералов, поступают в счетчик рентгеновского прибора и далее в пересчетное устройство. После этого результаты анализа записывают в виде графического изображения – дифрактограммы, которая является показателем межплоскостных расстояний dhkl кристаллической решетки минерала и их относительных интенсивностей J.

У каждого минерала, т.е. каждой кристаллической решетки, есть своя характерная дифрактограмма (Рис.10.1). Следует отметить, что аморфные тела дифрактограмм не дают.

Для работы используют специальные рентгеновские аппараты различных типов с программным управлением, процессом анализа и устройством для вывода информации в цифровом виде. Аппараты обладают высокой чувствительностью и скоростью анализа. Время измерения одного образца минерального тела составляет около 30 мин.

Рис.10.1 Дифрактограммы глинистых минералов: а) – каолинит б) - монтмориллонит Приготовление препаратов для анализов. Для изучения минералов и минерального состава горных пород подбирают характерный образец. Из него обирают пробу массой 2-3 г и растирают в агатовой ступке до состояния порошка. Кювету из оргстекла или металла смазывают машинным маслом. Всю кювету заполняют приготовленным порошком и запрессовывают нажатием металлической или стеклянной пластинки. Кювету с пробой устанавливают в рентгеновский аппарат.

Для расшифровки результатов рентгеновского анализа необходимо иметь: 1) дифрактограмму; 2) таблицу межплоскостных расстояний; 3) рентгеновский определитель минералов; 4) линейку угловых отметок.

Работа по расшифровке дифрактограммы и определению минерала сводится к сопоставлению данной дифрактограммы с эталонными значениями (Таблица 10.1).

Таблица 10.1 Эталонные дифрактограммы минералов Межплоскостное расстояние dhkl и интенсивность отражений J С помощью рентгеновского анализа, кроме качественного состава, можно определять количественное содержание минералов в данной горной породе.

При проведении специальных петрофизических исследований чаще используют ренгеновские дифрактометры, как отечественные (например, ДРОН-6 из известного семейства ДРОНов, изготовитель НПП «Буревестник»), так и импортные (например, фирмы RIGAKU MultiFlex /Япония/, фирмы MAC Science /Япония/, фирмы Shimadzu Corporation /Япония/ и т.д.).

Широко применяется метод терморентгенографии, который позволяет изучать механизм изменения и структуру минеральных тел при их нагревании или охлаждении.

10.3 Рентгеновская томография Компьютерная рентгеновская томография основана на неразрушающем изучении внутренней структуры материала и является методом послойного исследования структуры неоднородных образцов горных пород в рентгеновском излучении, основанный на зависимости линейного коэффициента поглощения в рентгеновском диапазоне от состава и плотности вещества. Другими словами, при просвечивании образца рентгеновские лучи в дефектах породы – кавернах, трещинах, поглощаются меньше, чем в более плотных участках. Если детектором служит фотопленка, то на ней получается изображение этих дефектов в виде темных точек, линий или пятен.

С помощью томографов могут изучаться различные свойства образца: пористость, объемная плотность, плотность матрицы, нефте- и водонасыщенность, литология, распределение пор по размерам, вязкость, влажность, диффузионный коэффициент, зоны разрушения, степень проникновения бурового раствора, сжимаемость и др. Быстрое сканирование может обеспечить воссоздание изображений в очень короткий временной интервал, наблюдение динамики течения флюида через породу. Именно эта визуализация характеристик керна в динамических условиях и делает компьютерную томографию незаменимой в науке.

Томограф позволяет сканировать и регистрировать параметры, как на дискретных интервалах керна, так и на полноразмерном керне. Кроме того, автоматизированная рентгеновская система может работать как в горизонтальном, так и в вертикальном положении для моделирования реального рельефа. Вертикальная ориентация идеально подходит для контроля медленных скоростей газовых потоков или для предотвращения влияния гравитации на высокоскоростные потоки нефть-вода на образцах с высокой проницаемостью.

Обработка с помощью компьютерных программ данных рентгеновской томографии позволяет математически реконструировать пространственное распределение той или иной характеристики вещества внутри объекта.

Метод компьютерной томографии позволяет:

- получить представление о внутренней структуре породы, регистрируя изображения как поперечных, так и послойных сечений образца;

- воссоздать строение матрицы с помощью коэффициентов аттенюации (линейного ослабления).

Принцип работы томографа следующий. Рентгеновский источник излучает импульсное излучение в виде веерообразного луча, который ослабляется при прохождении через образец; величина этого ослабления измеряется детекторами.

При сканировании источник и детектор поворачиваются вокруг оси изучаемого объекта в одной плоскости. Станина, на которой расположены источники параллельных лучей и детекторы, вращается вокруг оси объекта в той же плоскости.

Так как трубка излучает плоские сфокусированные лучи, они «делают» тонкий срез (0,5–25 мм) объекта, но при этом теряют первоначальную интенсивность. Источник импульсный, и перед каждым импульсом происходит поворот станины. Соответственно, с каждым смещением на 1–30 получается массив проекций коэффициентов аттенюации. Когда станина повернется на 3600, серии различных проекций становятся доступными для математического моделирования среза. Если объект сдвинуть, можно аналогичным образом получить другой срез.

Использование РТ по схеме, впервые предложенной в медицинской рентгенографии, позволяет повысить контраст теневых изображений структуры пустотного пространства образца. При фиксированном положении источника излучения на фотопленке образуется теневое изображение, являющееся суммой проекций всех слоев образца, через которые проходит пучок. Если в процессе съемки синхронно перемещать источник и фотопленку (или источник и образец, образец и фотопленку) так, чтобы пучок проходил в процессе экспозиции только через один и тот же участок образца в определенном слое, то изображение этого участка получится наиболее четким, изображения других участков окажутся «размазанными».

Интенсивность излучения при прохождении через объект падает из-за поглощения и рассеяния. Интенсивность данного рассеяния зависит от плотности изучаемого объекта, а также от энергии излучения. Более плотный материал вызовет большую деформацию потока. При обработке сигнала измеряется коэффициента аттенюации (линейного ослабления). С его помощью рассчитывается так называемое томографическое число СТ – постоянный параметр для каждого типа вещества.

где µ - коэффициент аттенюации в точке;

µw - коэффициент аттенюации для воды;

К – постоянный множитель (обычно К =1000).

Значения СТ для основных исследуемых веществ приведены в таблице 10.2.

Коэффициенты аттенюации изменяются в довольно широких пределах, и компьютер фиксирует данные изменения, отражая происходящее в графическом виде. Весь процесс занимает около одной минуты.

Таблица 10.2. Томографическое число для основных исследуемых веществ Томографическое сканирование успешно используется для определения петрофизических свойств породы, продуктивности того или иного пласта. Томография позволяет получать значения объемной плотности и водонасыщенности породы.

Преимущества использования томографии для определения пористости могут быть охарактеризованы следующим образом:

- непрерывное измерение пористости образца, заключенного в кернодержатель;

- визуализация изменения пористости и распределения пор, построение гистограмм пористости;

- обнаружение высоко- и низкопористых прослоев и трещин.

Распределение пористости внутри сплошного образца может быть определено путем составления послойных гистограмм пористости, полученных при томографическом сканировании. Полученные данные служат полезным индикатором неоднородности пористости.

Как и измерения объемной плотности, измерения пористости могут быть представлены с использованием методов либо однократного, либо множественного сканирования.

Обычно при определении пористости методом однократного сканирования рассматриваются однородные образцы. Была показана корреляционная связь между томографическим числом и пористостью. Впрочем, флюидонасыщенность и изменения в минералогии должны быть известны заранее.

Так как образец керна состоит из скелета породы и порового флюида (нефть, газ, вода), на измеряемое томографическое число влияют параметры и породы, и пористости. Основным источником ошибки в данном методе являются неверные предположения касательно литологии и флюидонасыщенности.

В отличие от методов однократного сканирования, в методах двойного сканирования требуются повторные измерения в физически схожих участках с различной флюидонасыщенностью. Пористость каждого участка может быть определена точно только поточечным «вычитанием» двух образов и делением на калибровочную постоянную. Обычно сначала представляют измерения сухого вещества, а потом – насыщенного.

На этот метод не влияют изменения минерального состава, и информация о нем не требуется.

Два недостатка метода двойного сканирования – необходимость экстрагирования и сушки образца и дополнительное время для повторных измерений.

При сравнении значений пористости, полученных с помощью традиционных методов и методов двойного сканирования, обнаруживается хорошая согласованность.

Ранее измерение предполагало наличие одного компонента - жидкости или воздуха, заключенного в порах. Компьютерная томография позволяет различать воду и нефть, содержащиеся в пустотах. Добавление иодида калия к жидкой фазе увеличивает контраст и делает флюид более распознаваемым. В свою очередь, контраст с органической фазой мог бы быть повышен с добавлением тетрахлорида углерода или других органических веществ с высоким атомарным числом.

Возможно определение и двухфазной флюидонасыщенности в порах. Для этого требуется после двойной компьютерной томографии образца (однократной, если образец полностью насыщен одномольным раствором йодистого калия) провести другие, когда образец полностью насыщен нефтью. Тогда эти первоначальные измерения используются при подсчете изменяющейся флюидонасыщенности в течение эксперимента по насыщению.

Когда порода содержит три вида флюида, и насыщенность одного из них известна, сканирование позволяет определить насыщенности двух других. К примеру, эта процедура обеспечивает количественный подсчет водо- и газонасыщенности, когда остаточная нефтенасыщенность постоянна и известна из предшествующих (независимых) измерений.