RU2734332C2 - Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных разностей флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород - Google Patents
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных разностей флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород Download PDFInfo
- Publication number
- RU2734332C2 RU2734332C2 RU2019103064A RU2019103064A RU2734332C2 RU 2734332 C2 RU2734332 C2 RU 2734332C2 RU 2019103064 A RU2019103064 A RU 2019103064A RU 2019103064 A RU2019103064 A RU 2019103064A RU 2734332 C2 RU2734332 C2 RU 2734332C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- clay
- rocks
- rock
- cations
- carbonate
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 148
- 239000004927 clay Substances 0.000 title claims abstract description 90
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 34
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 34
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 title claims description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 title abstract description 12
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 title description 29
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 claims abstract description 70
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 49
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 claims abstract description 22
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 22
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 18
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical group 0.000 claims abstract description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 20
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 6
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 3
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 abstract description 23
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 3
- -1 Mg++ cations Chemical class 0.000 abstract description 2
- 230000033116 oxidation-reduction process Effects 0.000 abstract 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 33
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 31
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 30
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 26
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 21
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 14
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 14
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 13
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 12
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 10
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 10
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 10
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 10
- 229910052573 porcelain Inorganic materials 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 7
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 5
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 5
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 5
- 238000001935 peptisation Methods 0.000 description 5
- 238000004448 titration Methods 0.000 description 5
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L EDTA disodium salt (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000010908 decantation Methods 0.000 description 3
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 2
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000003517 fume Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000005342 ion exchange Methods 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- VAYOSLLFUXYJDT-RDTXWAMCSA-N Lysergic acid diethylamide Chemical compound C1=CC(C=2[C@H](N(C)C[C@@H](C=2)C(=O)N(CC)CC)C2)=C3C2=CNC3=C1 VAYOSLLFUXYJDT-RDTXWAMCSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008131 herbal destillate Substances 0.000 description 1
- 238000011005 laboratory method Methods 0.000 description 1
- 239000006101 laboratory sample Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000005923 long-lasting effect Effects 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical class [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000011160 magnesium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- STZCRXQWRGQSJD-GEEYTBSJSA-M methyl orange Chemical compound [Na+].C1=CC(N(C)C)=CC=C1\N=N\C1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1 STZCRXQWRGQSJD-GEEYTBSJSA-M 0.000 description 1
- 229940012189 methyl orange Drugs 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229910001415 sodium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
- G01N33/24—Earth materials
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Food Science & Technology (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к геологии, к физико-химическим методам поиска нефти и газа по керну глубоких скважин. Способ включает отбор по разрезу глинистых образцов, установление вторичной окраски и присутствие углеводородов; разделение по размокаемости в воде на глинистые и глинисто-карбонатные разности; дезинтеграцию слабо и плотно сцементированных глинисто-карбонатных пород; измерение окислительно-восстановительного потенциала Eh и щелочно-кислотных свойств рН; определение веса сухого остатка растворимых солей; определение количественного преобладания долей одновалентных и двухвалентных растворимых катионов породы относительно друг друга; выделение глинистой фракции; определение обратимых и необратимых коагулятов глинистого вещества; определение массы глинистой фракции. При этом определяется интервал, характеризующийся отложением карбонатов в глинистой гидрофильной породе, аномальным уменьшением веса сухого остатка и доли катионов Ca++, Mg++, относительно доли Na+, K+ растворимых солей, что соответствует перемещению катионов Ca++, Mg++ из растворимых солей породы и из емкостей поглощения глинистых минералов в нерастворимые карбонаты. Достигается повышение информативности и надежности при проведении поиска. 3 табл., 2 пр., 6 ил.
Description
Изобретение относится к геологии, к способам выделения флюидоупоров и мест скоплений углеводородов в нефтегазоносной структуре. Оно может быть использовано при прогнозировании нефтегазоносности по керну глубоких скважин.
Известен метод выделения флюидоупоров по количеству глинистого вещества и по аномальному увеличению доли одновалентных катионов относительно доли двухвалентных катионов в поровом растворе и в суммарной емкости поглощения глинистых минералов. В методе раскрыта связь указанных физико-химических особенностей с увеличением набухаемости, пластичности, прочности и пористости породы. (Клубова Т.Т. "Глинистые коллекторы нефти и газа "М. Недра, 1988 г., 157 с.); (Прозорович Г.Э. "Покрышки залежей нефти и газа", М., Недра, 1972) Однако метод имеет недостаток - не раскрыта связь в системе: физико-химические особенности пород - углеводороды. Дополнительно, используемые известные химические способы определения преобладания катионов в суммарной емкости поглощения глинистых минералов трудоемки и не точны. Затруднение в разделении катионов из-за того, что растворимые и поглощенные катионы обладают одинаковыми химическими свойствами (Поглощенный Na+, K+ по методу И.Н. Антипова-Каратаева; по методу К.К. Гейдройца, поглощенные Са++, Mg++ по методу А.А. Шмука).
Известен метод, раскрывающий связь Eh и рН перекрывающих пород с нефтегазоносностью подстилающих отложений, сущность которого состоит в том, что в нефтегазоносной структуре тенденция аномального понижения значений окислительно-восстановительного потенциала Eh и повышения значений щелочно-кислотных свойств рН связана с присутствием УВ в породах, указывает на перекрывающие породы и на скопления УВ в подстилающих отложениях. Недостатком этого метода является то, что перекрывающие породы не имеют экранирующих характеристик: глинистости, набухаемости, пластичности, прочности, пористости, а продуктивный горизонт не имеет параметров выделения (Дорогокупец Т.И., Романкевич М.Е. "О связи Eh и рН перекрывающих пород с нефтегазоносностью подстилающих отложений." Научно-методические основы и опыт использования геохимических поисков месторождений нефти и газа. – М., 1985, с. 79-80).
БЛИЗКИЙ способ: Прототипом к предлагаемому изобретению является «Способ выделения глинистых флюидоупоров и мест скоплений углеводородов в нефтегазоносной структуре по физико-химическим параметрам» KZ(13)B(11) 32507, 31.10.201 (Тоискина С.Ф.), который повышает информативность выделения глинистых флюидоупоров и мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах выше рассмотренных геохимических методов. В способе флюидоупор определяется по глинистости и гидрофильности породы, т.е. набухаемости и пластичности, для чего используются методы коллоидной химии. Исследование гидрофильности образцов проводятся в соответствии с существующими научными разработками в дисперсной системе глина - вода. Источники: Овчаренко Ф.Д. «Гидрофильность глин и глинистых минералов», Издательство Академии наук Украинской ССР, Киев, 1961 г., с.215), Некрасов Б.В. "Курс общей химии", Госхимиздат, 1954 г. (Приложение №2).
Устанавливаются:
1) В глинистых отложениях не экранирующие глинистые породы, несмотря на высокую глинистость, определяются по необратимой коагуляции глинистого вещества в дисперсной системе глинистая порода - чистая вода, чему соответствует в емкости поглощения глинистых минералов преобладание доли 2-валентных катионов Са++, Мg++ относительно доли 1-валентных Na+, K+ (т.е. понижение набухаемости и пластичности); по преобладанию растворимых катионов в поровом растворе доли 2-валентных катионов Ca++, Mg++ относительно доли 1-валентных Na+, K+; по аномальному увеличению значений Eh (при уменьшении значений рН) в дисперсной системе глинистая порода - вода в разрезе (антибатная зависимость). Для них характерна высокая пористость, на что указывает хорошая проницаемость воды.
2) В глинистых отложениях на экранирующие глинистые породы. Флюидоупоры «А», указывают: высокая глинистость породы; характер обратимой коагуляции глинистого вещества в дисперсной системе глинистая порода - чистая вода, чему соответствуете емкости поглощения глинистых минералов преобладание доли 1-валентных катионов Na+, К+ относительно доли двухвалентных Са++, Mg++ (т.е. набухаемость и пластичность); преобладание растворимых катионов в вытяжках из породы доли 1-валентных катионов Na+, K+ относительно доли двухвалентных Ca++, Mg++; аномальное уменьшение значений Eh (при увеличении значений рН) в дисперсной системе глинистая порода - вода (антибатная зависимость: гидрофильность растет, значения Eh уменьшаются).
3) В отличие от метода, устанавливающего перекрывающие породы и места скоплений УВ по Eh и рН породы, увеличивается информация о скоплениях УВ, так как предлагаемый способ дает реальное представление об экранирующих свойствах перекрывающей породы (глинистость, набухаемость, пластичность, прочность).
ПРЕДЛАГАЕМЫЙ способ, в отличие от близкого способа, повышает информативность о глинисто-карбонатных разностях флюидоупора и устанавливает физико-химическую связь флюидоупора и продуктивного горизонта.
Задача решается тем, что способ включает отбор по разрезу глинистых образцов, установление вторичной окраски и присутствие углеводородов; разделение по размокаемости в воде на глинистые и глинисто-карбонатные разности; дезинтеграцию слабо и плотно сцементированных глинисто-карбонатных пород; измерение окислительно-восстановительного потенциала Eh и щелочно-кислотных свойств рН; определение веса сухого остатка растворимых солей; определение количественного преобладания долей одновалентных и двухвалентных растворимых катионов породы относительно друг друга; выделение глинистой фракции; определение обратимых и необратимых коагулятов глинистого вещества; определение массы глинистой фракции, отличается тем, что определяет отложение карбонатов в глинистых гидрофильных породах, которым соответствует в емкости поглощения глинистых минералов преобладание доли 1-валентных катионов Na+, K+ относительно доли 2-валентных Ca++, Mg++ и аномальное уменьшение веса сухого остатка и доли двухвалентных катионов растворимых солей породы в этих интервалах.
Сущность новизны:
а) В способе используется источник D3 SU 1744595 А1, 30.06.1992 Тоискина С.Ф. «Способ дезинтеграции осадочных горных пород» (Породу подвергают серии циклов замачивания и высушивания на воздухе с целью дезагрегации слабо и плотно сцементированных глинисто-карбонатных пород с сохранением совершенной структуры минералов и зерен породы. Вследствие чего глинисто-карбонатный цемент разрушается, глинистая суспензия выделяется на поверхности, кусочки породы на ощупь становятся мягкими. Приложение: №10, №11). Использование источника расширяет возможности, увеличивает информативность исследования глинистых перекрывающих пород. Способ включает дезинтеграцию слабо и плотно сцементированных глинисто-карбонатных пород для выделения глинистого вещества и устанавливает его гидрофильность, чему соответствует в емкости поглощения глинистых минералов преобладание доли 1-валентных катионов Na+, K+ относительно доли 2-валентных Ca++, Mg++, что соответствует непроницаемости глинисто-карбонатных разностей флюидоупора. По данным исследователей (Клубова Т.Т., Прозорович Г.Э.) присутствие в глинистой породе карбонатов кальция и магния влияет на развитие прочной мелкопористой структуры, что также связано с развитием тенденции к непроницаемости в этой породе.
б) Устанавливается связь флюидоупораи продуктивного горизонта:
1) Повышение гидрофильности глинистого вещества перекрывающей породы, чему соответствует в емкости поглощения глинистых минералов преобладание доли 1-валентных катионов Na+, K+ относительно доли 2-валентных Ca++, Mg++, связано напрямую с преобладанием этих катионов в поровом растворе.
2) Преобладание доли Na+, K+ в поровом растворе связано с переходом катионов Ca++, Mg++ из порового раствора в осадок.
(Вывод 1 и 2 на основании Первого закона обмена ионов: Обмен ионов происходит в эквивалентных количествах и является обратимым. Источник: Овчаренко Ф.Д., с.121 «Гидрофильность глин и глинистых минералов», Издательство Академии наук Украинской ССР, Киев, 1961 г, с.215). (Прил. №2)
3) Перемещение катионов Са++, Mg++ из порового раствора в осадок связано с геотермическим режимом нефтегазоносного горизонта. По геологическим данным пластовая температура продуктивного горизонта равна 58-61 градусов по Цельсию. Температура, которая исходит из купола месторождения, в растворах порового пространства перекрывающих пород преобразует растворимые бикарбонаты катионов Са++, Mg++ в нерастворимые карбонаты последующей реакции: Са(НСО3)2 + (нагревание)→CaCO3+CO2+H2O Реакция эта является обратимой, причем нагревание ее смещает в сторону распада бикарбоната. Чем выше температура и длительнее воздействие, тем больше распад. При этом наблюдается аномальное уменьшение веса сухого остатка и доли двухвалентных катионов растворимых солей породы в этих интервалах.
(Прил. №6, фиг. 1; Прил .№ 7, фиг. 2; Прил. №4, табл. 1)
4) На основании выводов 1, 2, 3 также следует, что повышенная температура, исходящая из купола месторождения, через растворы порового пространства перекрывающих пород преобразует не только растворимые, но и поглощенные катионы Са++. Mg++ глинистых минералов в нерастворимые карбонаты.
Поглощенные катионы Са++. Mg++ глинистых минералов породы, перемещаясь через раствор, преобразуются в нерастворимые карбонаты, их доля в глинистых минералах при этом уменьшается (меньше 50%), т.е. устанавливается равновесие, когда в емкости поглощения глинистых минералов преобладание доли 1-валентных катионов Na+, K+ относительно доли 2-валентных Са++, Mg++.
Технический эффект новизны: Наряду с определением корреляции низких значений Eh и высоких значений рН в разрезе, способом определяется отложение карбонатов в глинистых гидрофильных породах, которым соответствует в емкости поглощения глинистых минералов преобладание доли 1-валентных катионов Na+, K+ относительно доли 2-валентных Ca++, Mg++, и аномальное уменьшение веса сухого остатка и доли двухвалентных катионов растворимых солей породы в этих интервалах, что указывает на место расположения коллектора, вмещающего скопления углеводородов.
Технический эффект способа: В разрезах по комплексу физико-химических особенностей пород выделяются интервалы: не экранирующих глинистых пород; экранирующих глинистых пород «А» и глинисто-карбонатных разностей «В» флюидоупора; мест скоплений углеводородов.
Технико-экономический эффект способа:
а) Предлагаемый способ дает реальное представление об экранирующих свойствах перекрывающей породы (глинистость, набухаемость, пластичность, прочность, пористость). Определяет вхождение скважины во флюидоупор с ярковыраженными экранирующими свойствами над скоплениями УВ; б) Учитывая установленную связь флюидоупора и продуктивного горизонта, с большей надежностью информирует о продуктивном горизонте, вмещающем скопления УВ еще и не во вскрытой бурением части разреза; в) В разрезе определяет место расположения коллектора, вмещающие скопления УВ; г) Повышает информативность данных, полученных при поисковых работах, позволяет контролировать геофизические данные путем исследования керна даже небольших интервалов; д) Для проведения исследований требуются относительно не высокие затраты керна, необходимо 80-70 г керна. Причем попутно можно получить такие анализы керна, как вес и состав электролитов, Eh и рН, глинистость и гранулометрический состав породы. е) Исследования не требуют сложной аппаратуры и могут выполняться в обычной лаборатории, оснащенной стандартным оборудованием; ж) Метод может быть использован как непосредственно при бурении, так и при изучении ранее пробуренных скважин (мог бы найти применение в условии недостаточности данных о продуктивности непосредственно самого коллектора в отсутствии испытаний, опробований в результате аварии и т.п., отсутствии или некорректной записи в уже существующих разведочных скважин при наличии керна).
Способ был опробован при изучении нескольких месторождений Прикаспийской впадины в Институте геологических наук HAH РК (г. Алматы).
Последовательность осуществления способа на примере исследования подсолевых отложений Прикаспийской впадины и Саур-монракской подзоны Восточного Казахстана: участок Арансай, скв. п-2; участок жанатан, скв. №103:
1. Объектами испытания являются образцы керна, отобранного из глинистого и глинисто-карбонатного пласта. Производится регистрация образцов в журнале: лабораторный № образца, участок, № скважины, интервал отбора керна, м.
2. Определяется присутствие углеводородов: Осматривается керн, регистрируются образцы, содержащие нефть и битумы. Дополнительно, 3-5 г породы помещают в фарфоровую ступку, растирают пестиком и определяют присутствие углеводородов по запаху и по вторичной окраске породы: светло-серо-молочной, светло-серо-зеленой.
3. Определяются физико-химические параметры Eh и рН породы: Берут навеску - 3 г измельченной до 2 мм породы, помещают в фарфоровую ступку, замачивают в небольшом количестве дистиллированной воды и растирают до однородной суспензии, глинисто-карбонатные-фарфоровым пестиком, глинистые - резиновым. Суспензию переносят смыванием из ступки в стеклянный стаканчик, объем доводится дистиллированной водой до 50 мл. Суспензии в течение суток несколько раз взбалтываются и перемешиваются. Замер физико-химических параметров Eh, рН производится прибором рН-420 с целью выявления аномального изменения их значений в глинистых и глинисто-карбонатных пластах в разрезах скважин.
4. Образцы керна (п. 1) дезинтегрируются дроблением: В образцах исследование под микроскопом шлифа показало, что наиболее крупные зерна не превышают 0,5 мм. Образцы дробятся на кусочки не меньше 0.5 мм, более крупные куски выбираются и снова дробятся, пока раздробленная масса станет равномерной, отсеивается класс 0,5-1,0 мм для отбора навески.
5. Для испытаний берутся навески всех образцов из класса 0,5-1,0 мм по 50 г.
6. Далее отделяются растворимые соли из навесок всех отобранных образцов: Навески образцов, класс 0,5-1,0 мм, замачиваются в дистиллированной воде объемом 200 мл. (VI), емкость закрывается во избежание испарения воды. Суспензии в течение суток несколько раз хорошо перемешиваются и взбалтываются. После отстаивания, вода с растворимыми солями отделяется декантацией с последующим фильтрованием (осадок с фильтра смывается в суспензию без промывания фильтра в фильтрат). Объем вытяжки, после фильтрации, измеряется (V0, мл) и отставляется для исследований. Суспензия же отмывается от остатка растворимых солей: добавить дистиллированной воды 200-150 мл, несколько раз хорошо перемешать и взболтать, после отстаивания, вода с растворимыми солями отделяется декантацией с последующим фильтрованием и смыванием осадка с фильтра в суспензию, фильтрат выливается. Суспензии навесок отставляются для последующей дезинтеграции.
7. Определяются доли 1- и 2-валентных катионов в г-экв. и в % г-экв. относительно друг друга на 50 г породы в вытяжках из породы:
а) Определяется доля катионов Na+, K+ методом
нейтрализации титрованием соляной кислотой, индикатор метиловый оранжевый; доля катионов Са++, Mg++ титрованием трилоном Б.
Доли катионов в мг-экв. на 50 г породы рассчитываются по формуле:
С - доля катионов в мг-экв. на 50 г породы;
Т - молярная концентрация эквивалента титрата,
N - используемая нормальность титрованного раствора;
V1 - объем всей вытяжки из 50 г породы = 200 мл;
V2 - объем вытяжки, взятый для титрования из фильтрата (V0) мл, мл;
V - объем титрованного раствора, пошедшего на титрование объема вытяжки V2, мл.
Примечание 1: Количественное содержание катионов Са++, Mg++ в растворе определяется комплексометрически титрованием трилоном Б с индикатором кислотным хром темно-синим. Индикатор реагирует в щелочной среде с образованием вишнево-красного комплекса. При титровании трилоном Б в эквивалентной точке происходит переход цвета раствора в синевато-сиреневый.
Примечание 2: объем всей вытяжки из 50 г. породы равен объему дистиллированной воды (V1),взятой для замачивания навески, т.е. 200 мл. б) Содержание мг-экв. долей 1- и 2-валентных катионов в % относительно друг друга в вытяжке (50 г породы) рассчитывается:
С1, % = 100×С1:(С1+С2); С2, % = 100×С2:(С1+С2), где С1-доля Na+, K+ в мг-экв. на 50 г пор.; С2-доля Ca++, Mg++ в мг-на 50 г пор; С1,% - мг-эк в Na+, K+ в % на 50 г пор; С2, % - мг-экв. Са++, Mg++ на 50 г пор.
в. Определяется вес сухого остатка растворимых солей из вытяжек:
Оставшиеся объемы водных вытяжек из породы - фильтрата (V0) мл, после определения долей 1- и 2-валентных катионов, замеряются (V/4, мл) и высушиваются до постоянного веса при температуре +40, +50°С в фарфоровых чашках. Получают вес сухого остатка электролитов (Рс.о) в объеме вытяжки (V/4, мл): Рс.о.=Р1-Р2, где Р1 - вес ф. чашки с сухим остатком; Р2 - вес ф. чашки.
Рассчитывается вес сухого остатка электролитов на 100 г породы (Н):
Н - вес сухого остатка электролитов на 100 г. породы, мг;
Рс.о. - вес сухого остатка электролитов (Рс.о.) в объеме вытяжки (V4, мл), мг;
V1 - объем всей вытяжки из 50 г породы, он равен 200 мл;
V4 - оставшиеся объемы водных вытяжек из породы, после определения долей 1- и 2-валентных катионов, мл;
k - коэффициент пересчета на 100 г породы, если навеска 50 г, то k = 2.
9. Навески класс 0,5-1,0 мм образцов, содержащие жидкие углеводороды, тяжелые компоненты нефти и битумы (п. 2) экстрагируются растворителями (хлороформом, четыреххлористым углеродом) до их полного удаления, что контролируется прозрачностью экстракта. Экстракцию углеводородов из образцов и высушивание навески на воздухе производят в вытяжном шкафу в вытяжном шкафу с включенной вентиляцией, обеспечивающей удаление паров растворителя. («ОСТ 39-181-85, Лабораторный метод определения полной пористости). Образцы подставляются для дальнейших исследований.
10. Образцы разделяются на глинистые и глинисто-карбонатные разности: Берут навеску - 3 г измельченной до 2 мм породы, помещают в фарфоровую чашечку, замачивают в небольшом количестве дистиллированной воды на 1 час. Если кусочки породы в воде разваливаются или становятся на ощупь мягкими, то это глинистые образцы. Если кусочки породы остаются слабо сцементированными, твердыми или колючими, то это глинисто-карбонатные образцы. Колючие образцы отставляются, в журнале регистрируются с отметкой «K».
11. Производится дезинтеграция слабо сцементированных и твердых глинисто-карбонатных образцов: Навеску, класс 0,5-1,0 мм, подвергают серии циклов замачиваний в 100-150 мл дистиллированной воды и высушивания на воздухе в фарфоровых чашках в течение 6-8 дней. После четырех циклов замачивания и высушивания на поверхности появляется глинистая суспензия, кусочки на ощупь становятся мягкими. После этого отделяются растворимые соли отмыванием в дистиллированной воде 2 раза, объемом 200 мл, 100 мл суспензии переносятся в емкость, хорошо перемешиваются и взбалтываются. После отстаивания вода с растворимыми солями отделяется декантацией с последующим фильтрованием, осадки с фильтра смываются в суспензию, фильтрат выливается. Навески глинисто-карбонатных пород, поддавшиеся дезинтеграции, объединяют с глинистыми для последующих испытаний породы гидравлическими методами, не поддавшиеся отставляются к образцам «K» (Источник: D3 SU 1744595 А1, 30.06.1992, «Способ дезинтеграции осадочных горных пород»).
12. Навески образцов, класс 0,5-1,0 мм, глинистые и глинисто-карбонатные, отобранные для последующих испытаний породы гидравлическими методами, после отделения растворимых солей, продолжают дезинтегрировать диспергированием в дистиллированной воде с целью очистки зерен минералов от глинистого цемента: Навеска переносится в стеклянный цилиндр емкостью 1 литр и подвергается интенсивному диспергированию в небольшом количестве (300-500 мл) дистиллированной воды стеклянной палочкой с резиновой пробкой по диаметру цилиндра 15 минут. Во избежание переизмельчения глинистых минералов периодически осуществляют отделение частиц меньше 0,05 мм (<0,05 мм) по способу Сабанина (Геологический словарь, М., "Недра", 1978): после взмучивания извлекается 6 см суспензии через 30 секунд. Операция повторяется до тех пор, пока выделяется глинистая суспензия. Для улучшения пептизации раствор аммиака не добавляется.
13. После выделения глинистой фракции из навески (п. 12), породу продолжают дезинтегрировать: суспензию из цилиндра переносят на сита. Последовательным просеиванием через сита 0.5,0.25, 0.1 мм разделяют на фракции песчаной размерности: 1.0-0.5 мм, 0.5-0.25 мм, 0.25-0.1 мм и оставшуюся суспензию <0,1 мм. Одновременно последовательно проверяют каждую фракцию под лупой на полноту очистки зерен минералов от цемента. Если агрегаты породы не полностью дезинтегрировались, то фракция помещается в фарфоровую чашку и растирается резиновым пестиком до тех пор, пока выделяется глинистая суспензия. Затем данную фракцию просеивают через соответствующее ей сито, отделяя суспензию <0,1 мм.
14. Получают коллоидные растворы породы глинисто-алевролитовой размерности в дистиллированной воде: После отделения фракций песчаной размерности, суспензию <0,1 мм (п. 13) соединяют с глинисто-алевролитовой суспензией <0.05 мм (п. 12) в цилиндре. Суспензию подвергают интенсивному диспергированию 1-2 минуты.
15. Определяются обратимые и необратимые коагуляты глинистого вещества в дисперсной системе глинистая порода - чистая вода:
а) Суспензии в цилиндрах доводят дистиллированной водой до объема 1-го литра и стеклянной палочкой с резиновой пробкой подвергают интенсивному диспергированию еще 1 минуту. Суспензия отстаивается.
б) Выделяются образцы с необратимыми коллоидными свойствами глинистой фракции в чистой воде по скорости оседания глинистых частиц, т.е. глинистая суспензия коагулировала быстро. Для этого через определенное время оседания коллоидных частиц, когда разделение обратимых и необратимых коллоидных растворов будет видно (приблизительно, в течение 1-2 часов), на рисунке скважины наносится кривая, построенная по высоте коллоидных растворов и их насыщенности в цилиндре (Прил. №9). Для выделения необратимых коллоидных растворов визуально может быть использован стандартный образец, которому свойственны необратимые коллоидные свойства глинистой фракции в чистой воде, подтвержденные, дополнительно, преобладанием доли растворимых катионов Са++, Mg++ в его электролитах. Такой образец подставляется к испытаниям с пункта 1.
в) Выделяются глинистые образцы с обратимыми коллоидными свойствами глинистой фракции в чистой воде, т.е. гидрозоли насыщенные, остаются устойчивыми и длительными (в течение часов, суток).
г) Характер коагуляции глинистой фракции в чистой воде является выражением характера гидрофильности породы, поэтому контрольными признаками полученных обратимых и необратимых коллоидных растворов являются и другие признаки характера гидрофильности породы: преобладание доли 1-валентных катионов Na+, K+ и доли 2-валентных катионов Са++, Mg++ относительно друг друга в вытяжках из породы, низкая концентрация электролитов; антибатная зависимость гидрофильности породы и значений Eh.
16. Выделяется глинистая фракция по способу САБАНИНА и определяется ее масса:
Примечание: Способ предусматривает извлечение и определение массы глинистой фракции <0,01 мм или <0,05 мм.
а) Вода в цилиндрах отстаивается и сливается до объема 300-500 мл, а затем, по необходимости, доливается. Суспензия подвергается интенсивному взмучиванию. Фракция глинистой размерности (меньше) <0,01 мм извлекается через 4 мин, 2 см (глинисто-алевролитовой размерности <0,05 мм извлекается через 30 секунд, 6 см). Для улучшения пептизации добавляется раствор аммиака. Операция повторяется до тех пор, пока выделяется глинистая суспензия.
б) Определяется масса глинистой фракции породы (Р1): Суспензия глинистой размерности <0,01 мм (или <0,05 мм), извлеченная способом Сабанина (п. 15, а), отстаивается, вода декантируется, глинистая фракция высушивается до постоянного веса и взвешивается (Р1), г. Содержание глинистой фракции в породе, %, рассчитывается: Р1,%=P1×100%: Р, где Р1-масса глинистой фракции, г; Р - масса навески породы, г;
17. В разрезах по комплексу физико-химических особенностей пород выделяются интервалы: не экранирующих глинистых пород; экранирующих глинистых пород - флюидоупоров «А»: глинисто-карбонатных разностей - флюидоупоров «В»; мест скоплений углеводородов.
18. Результаты испытаний привязываются к разрезам скважин.
Пример №1: Участок Арансай, скв. №2, интервал исследования (м) 4100-4700 (Прил. №4, табл. 1; Прил. №5, табл. 2; Прил. №6, фиг.1; Прил. №8, табл. 3; Прил. 9, фиг. 3). В исследуемом интервале (м) 4100-4700 отобрали глинистые образцы. Пробой на размокаемость установлено, что все образцы - глинистые, глинисто-карбонатных нет.
Флюидоупоры не выявлены в терригенных породах нижней перми, прилегающих непосредственно к солевым отложениям в интервалах (м): 4152, 4200, 4400, 4450, 4500, 4550.
Глинистая порода, хорошо размокаемая, - в воде просто разваливается. Быстрое проникновение в породу воды объясняется высокой пористостью. Содержание глинистой фракции <0,01 20-30%. Сухой остаток электролитов 2-3 г на 100 г породы (аномально высокое содержание по разрезу). В вытяжках из породы определено преобладание растворимых катионов Ca++, Mg++ (достигает 80%) относительно Na+, K+ (20%) более чем на 50%. В соответствии с преобладанием растворимых катионов в электролитах установлено в суммарной емкости поглощения глинистых минералов породы соответствующее преобладание поглощенных катионов Ca++, Mg++ относительно Na+, K+ больше чем на 50%. (Первый закон обмена катионов в системе глина - вода), что указывает на низкую набухаемость и пластичность породы. Низкая гидрофильность породы подтверждается необратимым характером коагуляции глинистых частичек в чистой воде.
Относительно всего исследуемого интервала (м) 4100-4700 глинистых отложений по разрезу в указанных интервалах (м): 4152, 4200, 4400, 4450, 4500, 4550 характерно аномальное повышение значений Eh (140-160 мв) понижение значений рН (7-8), т.е. установлена антибатная зависимость: гидрофильность пород уменьшается, значение Eh растет.
Исследованиями установлено, что в интервале 4152-4550 м порода, несмотря на высокую глинистость (до 30%), обладает хорошими фильтрующими свойствами, не экранирующая, НЕ ЯВЛЯЕТСЯ ФЛЮИДОУПОРОМ.
В интервале 4613-4663 м глинистая порода светло-серо-молочного цвета, хорошо размокаемая. Глинистой фракции <0,0140%. Сухой остаток электролитов 0,5-0,9 г. на 100 г породы (концентрация электролитов по разрезу уменьшилась от 2-3 г до 0,5-0,6 г на 100 г породы). В вытяжках из породы определено преобладание растворимых катионов Na+, K+ (65%) относительно Ca++, Mg++ (35%) более чем на 50%. В соответствии с преобладанием растворимых катионов Na+, K+ (65%) относительно Ca++, Mg++ (35%) более чем на 50%, установлено в суммарной емкости поглощения глинистых минералов породы соответствующее преобладание поглощенных катионов Na+, K+ относительно Са++, Mg++ больше чем на 50%, что указывает на повышение набухаемости и пластичности породы. Повышение гидрофильности породы подтверждается характером обратимой коагуляции глинистых частичек в чистой воде. Наблюдается длительный обратимый характер коагуляции, больше суток. Коллоидный раствор насыщенный. Относительно всего исследуемого интервала (м) 4100-4700 глинистых отложений в указанном интервале 4600-4620 м характерно аномальное понижение значений Eh от 160 mv до 100 mv и повышение значений рН от 8.0 до 9.0, т.е. установлена антибатная зависимость: гидрофильность породы растет, значение Eh уменьшается.
Установлено: а) В интервале 4600-4620 м. глинистая порода обладает хорошими экранирующими свойствами, ЯВЛЯЕТСЯ ФЛЮИДОУПОРОМ «А»; б) Выраженные гидрофильные свойства породы выявленного флюидоупора указывают на коллектор, вмещающий скопления углеводородов, в подстилающих отложениях.
Технический эффект. Определено вхождение скважины во флюидоупор с ярко выраженными экранирующими свойствами над скоплениями УВ.
Пример 2: Участок Жанатан, СКВ №103, интервал исследования 3500-3600 м.м. (Прил. №4 табл. 1; Прил. №7, фиг. 2; Прил. №8, табл. 3)
В исследуемом интервале 3500-3600 м.м. пробой на размокаемость установлена глинисто-карбонатная порода. Глинистой фракции <0,0120%-40%. Сухой остаток электролитов 0,2-0,6 г на 100 г породы. Определено преобладание растворимых катионов Na+, K+ (70-80%) относительно Ca++, Mg++ (30-20%) более чем на 50%. В соответствии с преобладанием катионов в электролитах породы установлено в суммарной емкости поглощения глинистых минералов соответствующее преобладание поглощенных катионов Na+, K+ относительно Ca++, Mg++ больше чем на 50%, что указывает на высокую набухаемость и пластичность глинистого вещества породы. Гидрофильность глинистого вещества (после дезинтеграции породы) подтверждается характером обратимой коагуляции глинистых частичек в чистой воде. Наблюдается длительный обратимый характер коагуляции, больше суток. В указанных интервалах также определена корреляции низких значений Eh (от 60 до - 300 mv) и высоких значений рН (9-10), т.е. установлена антибатная зависимость: гидрофильность породы высокая, значения Eh низкие (отрицательные).
Технический эффект: В исследуемом интервале 3500-3600 м.м. определяются корреляции низких значений Eh (от 60 до - 300 mv) и высоких значений рН (9-10); отложение карбонатов в глинистых гидрофильных породах, которым соответствует в емкости поглощения глинистых минералов преобладание доли 1-валентных катионов Na+, K+ относительно доли 2-валентных Са++, Mg++ и аномальное уменьшение веса сухого остатка (0,2 на 100 г) породы и доли двухвалентных катионов растворимых солей породы (30-20%) в этих интервалах, что указывает на место расположения коллектора, вмещающего скопления углеводородов в и-ле 3550-3600 м.м.
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород
Приложение №1. Справочное. Определение некоторых терминов, принятых в способе
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносной структуре по физико-химическим особенностям пород
Приложение №2
Справочное: Научные разработки в дисперсной системе глина - вода
Источники: Овчаренко Ф.Д. «Гидрофильность глин и глинистых минералов»,
Издательство Академии наук Украинской ССР, Киев, 1961 г, с. 215; Некрасов Б.В. "Курс общей химии", Госхимиздат, 1954 г.
а) Воздействие обменных катионов на величину Eh потенциала и на величину гидрофильных свойств глин позволяет сделать вывод, что между Eh глин и гидрофильностью глин существует взаимосвязь: Окончательный
а) Eh и гидрофильность изменяются в разных направлениях (антибатная зависимость);
б) Скорость седиментации коллоидных частичек тем больше, чем выше значения Eh.
(Овчаренко Ф.Д., с 149-156).
б) О влиянии обменных катионов на гидрофильность глин: Катионы располагаются на базальтовой поверхности минералов и составляют около 80% всей емкости поглощения. Закон первый: Обмен ионов происходит в эквивалентных количествах и является обратимым. (Овчаренко Ф.Д., с 121)
Из чего следует, если доля катионов преобладает в составе растворимых катионов, то она в таком же % отношении преобладает и в составе поглощенных катионов.
в) Ион Na+ пептизирует, а ион Са++ не пептизирует. (Овчаренко Ф.Д., с 145)
г) Обратимые коагуляты при соприкосновении с чистой водой самопроизвольно переходят в нее с образованием гидрозоля. Процесс называется пептизацией. Необратимые коагуляты образуют гидрозоль в чистой воде действием небольших концентраций электролитов на коагуляты веществ. Процесс называется пептизацией. (Некрасов Б.В. "Курс общей химии", Госхимиздат, 1954 г., с 506).
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород
Приложение №3
Аппаратура, реактивы
Дистиллятор, обеспечивающий выход дистиллированной воды по ГОСТ 6709-72;
Комплект сит лабораторных из сетки по ГОСТУ 6613-86, 3826-82:
01; о.25; 0.5; 1.0 (мм).
Шкаф вытяжной по ГОСТ23308-78;
Шкаф сушильный с контактным термометром, обеспечивающим установку температуры в пределах от +50°С до +115/С с точностью +-2 /С;
Ступка фарфоровая с пестиком по ГОСТ 7148-70; Измерительные приборы:
Весы лабораторные, аналитические, рассчитанные на навеску до 200 г и обеспечивающие точность взвешивания 0,001 г;. Реактивы: четыреххлористый углерод ч.д.а., по ГОСТ 4-75; ГОСТ 17299-78; хлороформ по ГОСТ 20015-74; вода дистиллированная по ГОСТ 6709-72.
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород
Приложение №4
Таблица 1. Результаты исследований физико-химических свойств глинистых образцов, отобранных из глинистых и глинисто-карбонатных пластов нефтегазоносной структуры подсолевых отложений Прикаспийской впадины, участок Терескен, скв. 1, участок Арансай, скв. П-2.
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород
Приложение №5
Таблица 2. Участок Арансай П-1. Исследование долей 1- и 2-валентных катионов в вытяжках из породы, интервал 4100-4700 м
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород
Приложение №6
Фиг. 1: Нефтегазоносный комплекс Прикаспийская впадина, подсолевые отложения, участок Арансай, скв. П-2: Физико-химические особенности глинистых пород разреза.
Характер изменения физико-химических параметров Eh и рН, растворимые соли - сухой остаток, г на 100 г породы и преобладание растворимых катионов, коагуляции глинистой фракции породы в чистой воде, выход глинистой фракции; изменение соотношения долей 1- и 2-валентных катионов растворимых солей относительно друг друга в вытяжках из породы, в %: 1 - гравелиты, 2 - песчаники, 3 - аргелиты, 4 - известняки, 5 - гипс, 6 - соль, 7 - интервал превышения в растворимых солях доли катионов Са++, Mg++, относительно доли катионов Na+, K+, 8 - интервалы превышения в растворимых солях доли катионов Na+, K+ относительно доли катионов Са++, Mg++, 9 - интервал аномального понижения значения Eh и повышения значения рН. 10. Флюидоупор, глинистая экранирующая часть разреза.
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород
Приложение №7
Фиг. 2: Нефтегазоносный комплекс Прикаспийская впадина, подсолевые отложения, участок Жанатан - 103, исследуемый интервал 3500-3600 м.м.: Физико-химические особенности глинисто-карбонатной породы разреза.
Характер изменения физико-химических параметров Eh и рН; растворимые соли - сухой остаток г на 100 г породы и преобладание долей 1- и 2-валентных растворимых катионов; коагуляции глинистой фракции породы в чистой воде; выход глинистой фракции; изменение соотношения долей 1- и 2-валентных катионов растворимых слей относительно друг друга в вытяжках из породы, в %: 10. Часть разреза флюидоупор, глинисто-карбонатная разница, благоприятная для расположения коллектора, вмещающего скопления УВ, в интервале 3550-5600 м.м. (условные обозначения - те же, что и на фиг. 1).
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора и мест скоплений углеводородов в нефтегазоносной структуре по физико-химическим особенностям пород.
Приложение №8
Таблица 3. Интервалы не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупоров и мест скоплений УВ в глинисто-карбонатных пластах. Подсолевые отложения Прикаспийской впадины, участка Терескен, скв. 1; участка Арансай, скв. П-2
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносной структуре по физико-химическим особенностям пород
Приложение №9
Фиг. 3: Нефтегазоносный комплекс: Прикаспийская впадина, подсолевые отложения, участок Арансай, скв. П-2:
Кривая АВ - характер оседания глинистых частиц коллоидной взвеси в течение 1-го часа по разрезу скважины: жирность линии указывает на насыщенность глинистой фракции в суспензии; значения Eh уменьшаются, гидрофильность породы (насыщенность глинистой фракцией суспензией и длительность пептизация глинистых частиц) растет, антибатная зависимость. (Условные обозначения - те же, что и на фиг. 1, приложение №7)
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносной структуре по физико-химическим особенностям пород
Приложение №10
Дезинтеграция предложенным способом (D3 SU 1744595 A1, 30.06.1992) образца №200 с глинисто-карбонатным цементом: как в шлифе (рис. 1), так и в гранулометрической фракции 0,1-0,5 мм (рис. 2), алевролитовые фракции представлены угловатыми и полуокатанными зернами. Морфология зерен после дезинтеграции сохранилась.
Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносной структуре по физико-химическим особенностям пород.
Приложение №11
Структура минералов тонких фракций образца № 438, цемент глинисто-карбонатный, (рис. 3), после дезинтеграции предложенным способом (б) сохранилась лучше.
Claims (1)
- Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных разностей флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносной структуре по физико-химическим особенностям пород, включающий отбор по разрезу глинистых образцов, установление вторичной окраски и присутствие углеводородов; разделение по размокаемости в воде на глинистые и глинисто-карбонатные разности; дезинтеграцию слабо и плотно сцементированных глинисто-карбонатных пород; измерение окислительно-восстановительного потенциала Eh и щелочно-кислотных свойств рН; определение веса сухого остатка растворимых солей; определение количественного преобладания долей одновалентных и двухвалентных растворимых катионов породы относительно друг друга; выделение глинистой фракции; определение обратимых и необратимых коагулятов глинистого вещества; определение массы глинистой фракции, отличающийся тем, что определяют интервал, характеризующийся отложением карбонатов в глинистой гидрофильной породе, аномальным уменьшением веса сухого остатка и доли катионов Ca++, Mg++, относительно доли Na+, K+ растворимых солей, что соответствует перемещению катионов Ca++, Mg++ из растворимых солей породы и из емкостей поглощения глинистых минералов в нерастворимые карбонаты.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019103064A RU2734332C2 (ru) | 2019-04-09 | 2019-04-09 | Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных разностей флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019103064A RU2734332C2 (ru) | 2019-04-09 | 2019-04-09 | Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных разностей флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019103064A3 RU2019103064A3 (ru) | 2020-10-12 |
| RU2019103064A RU2019103064A (ru) | 2020-10-12 |
| RU2734332C2 true RU2734332C2 (ru) | 2020-10-15 |
Family
ID=72940318
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019103064A RU2734332C2 (ru) | 2019-04-09 | 2019-04-09 | Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных разностей флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2734332C2 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2352965C1 (ru) * | 2007-09-17 | 2009-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-геофизическая компания" | Способ поиска газовых и газоконденсатных залежей |
| RU2403385C1 (ru) * | 2009-04-13 | 2010-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Реагент" | Способ выделения нефтегазоносных интервалов |
| RU2428723C2 (ru) * | 2009-11-19 | 2011-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-геофизическая компания" | Способ поиска залежей углеводородов в битуминозных глинистых отложениях |
| WO2013142648A1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-09-26 | Fmc Corporation | Environmental remediation process |
| RU2610517C1 (ru) * | 2015-11-05 | 2017-02-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ выделения нефтегазонасыщенных залежей в нетрадиционных коллекторах |
| RU2656303C1 (ru) * | 2017-03-06 | 2018-06-04 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ построения геолого-гидродинамических моделей неоднородных пластов с тонким линзовидным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород |
-
2019
- 2019-04-09 RU RU2019103064A patent/RU2734332C2/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2352965C1 (ru) * | 2007-09-17 | 2009-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-геофизическая компания" | Способ поиска газовых и газоконденсатных залежей |
| RU2403385C1 (ru) * | 2009-04-13 | 2010-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Реагент" | Способ выделения нефтегазоносных интервалов |
| RU2428723C2 (ru) * | 2009-11-19 | 2011-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-геофизическая компания" | Способ поиска залежей углеводородов в битуминозных глинистых отложениях |
| WO2013142648A1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-09-26 | Fmc Corporation | Environmental remediation process |
| RU2610517C1 (ru) * | 2015-11-05 | 2017-02-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ выделения нефтегазонасыщенных залежей в нетрадиционных коллекторах |
| RU2656303C1 (ru) * | 2017-03-06 | 2018-06-04 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Способ построения геолого-гидродинамических моделей неоднородных пластов с тонким линзовидным переслаиванием песчано-алевритовых и глинистых пород |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2019103064A3 (ru) | 2020-10-12 |
| RU2019103064A (ru) | 2020-10-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Watchman | A review of the history of dating rock varnishes | |
| Díaz-Rodríguez et al. | Physical, chemical, and mineralogical properties of Mexico City sediments: a geotechnical perspective | |
| Alvarez et al. | Wettability, oil and rock characterization of the most important unconventional liquid reservoirs in the United States and the impact on oil recovery | |
| Wang et al. | Diagenesis and pore evolution for various lithofacies of the Wufeng-Longmaxi shale, southern Sichuan Basin, China | |
| Liu et al. | Compositional control on shale pore structure characteristics across a maturation gradient: Insights from the Devonian New Albany Shale and Marcellus Shale in the eastern United States | |
| Locat et al. | Natural soils: geotechnical behavior and geological knowledge | |
| Bossennec et al. | Evolution of diagenetic conditions and burial history in Buntsandstein Gp. fractured sandstones (Upper Rhine Graben) from in-situ δ 18 O of quartz and 40 Ar/39 Ar geochronology of K-feldspar overgrowths | |
| Fanti | Bentonite chemical features as proxy of late Cretaceous provenance changes: A case study from the Western Interior Basin of Canada | |
| RU2734332C2 (ru) | Способ выделения не экранирующих глинистых пород, глинистых и глинисто-карбонатных разностей флюидоупора, мест скоплений углеводородов в нефтегазоносных структурах по физико-химическим особенностям пород | |
| Aguirre | Applying Ge/Si ratios to trace weathering reactions, hydrologic pathways and coal fly ash contamination in watersheds across the United States | |
| CN110441384B (zh) | 一种确定沥青对铀沉聚作用强度的实验方法 | |
| Sababa et al. | Alluvial sediments in Bol area (Lake Chad Basin): implications for source area-weathering and tectonic settings | |
| Mishra et al. | Organo-facies and mineral effects on sorption capacity of low-maturity Permian Barakar shales from the Auranga Basin, Jharkhand, India | |
| Shobayo et al. | Mineralogical investigation of some imperfectly and poorly drained soils of the Nigerian northern Guinea savanna agroecology | |
| Pehlivanlı | Factors controlling the paleo-sedimentary conditions of Çeltek oil shale, Sorgun-Yozgat/Turkey | |
| Chen et al. | A Statistical Method for Lithic Content Based on Core Measurement, Image Analysis and Microscopic Statistics in Sand-conglomerate Reservoir. | |
| Mandeng et al. | Maastrichtian–Paleocene environmental and climatic conditions in Koum Basin (northern benue trough, Cameroon) inferred using a multiproxy approach including sedimentology, mineralogy, and geochemistry | |
| Hu et al. | Sedimentary Characteristics of the Permian Zhesi Formation in Eastern Inner Mongolia, China: Implications for Sedimentary Background and Shale Gas Resource Potential | |
| Helle | Quick-clay landslide mitigation using potassium chloride | |
| SNOWDEN JR | Petrology of Mississippi loess | |
| Hamed et al. | Characteristics of Cenomanian–Turonian Oceanic Anoxic Event 2 and its Impact on Organic Carbon Accumulation in the Abu Roash (F) Organic-Rich Carbonate Rocks in the Abu Gharadig Field, Egypt | |
| Osokpor | Sedimentology and Preliminary Assessment of the Industrial Applications of Shale Facies in the Ogwashi-Asaba Formation, Niger Delta Basin, Nigeria | |
| Milica et al. | Assessment of Landscape Sensitivity Based on Geochemical Characteristics of Sediments (Kremna Basin, Serbia) | |
| Kašanin-Grubin et al. | Assessment of landscape sensitivity based on geochemical characteristics of sediments (Kremna basin, Serbia). | |
| ABE | PALYNOFACIES ANALYSIS AND THERMAL MATURITY STUDIES OF A SECTION OF TDA-1 WELL, NIGER DELTA BASIN, NIGERIA |