|
УДК 553.98.001.5:535.37 |
Выделение продуктивных пластов в скважинах по данным люминесцентной микроскопии
В.С. КОВАЛЬЧУК, Г.Я. МОЛОШЕНКО, М.С. ЯРОШЕВИЧ (СахалинНИПИнефтегаз)
Прогнозирование продуктивных на нефть и газоконденсат пластов в разрезах скважин в настоящее время проводится по комплексу промыслово-геофизических исследований [4]. Однако это не всегда позволяет однозначно интерпретировать наличие нефтяных и газоконденсатных залежей в сложно построенных пластах, представленных переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, а также наличие углеводородных флюидов в трещинных коллекторах (силицитах, серпентинитах и др.). В качестве дополнительного метода прогноза нефтяных и газоконденсатных залежей рекомендуется применение люминесцентной микроскопии. В основу способа прогноза положено количественное определение интенсивности люминесценции флюидов (нефтей и конденсатов) под люминесцентным микроскопом [5] в зависимости от степени их насыщения, типа УВ (нефть или конденсат). Выделение продуктивных пластов производится по трем основным параметрам: интенсивности свечения под люминесцентным микроскопом, цветовой характеристики люминесцентного свечения, нефтенасыщенности породы.
Для количественного определения интенсивности свечения образцов, насыщенных УВ, применяли микроскоп МЛ-2 со специально сконструированной приставкой. Для изучения цветовой характеристики люминесценции использовано положение о том, что цвет является суммой трех составляющих - синего, зеленого и красного цветов, смешанных в различных пропорциях. Замеряя с помощью набора светофильтров интенсивность каждого цветового потока, можно рассчитать цветовую характеристику свечения УВ (нефти или конденсата) в образце, выраженную количественно через сумму процентов синего, зеленого и красного цветов.
Интенсивность и цвет люминесценции зависят как от концентрации флюида в породе, так и от его группового состава, содержания и состава смолистых компонентов и плотности УВ. Экспериментальные исследования, выполненные на специально изготовленных препаратах из песчаника, пропитанного нефтью в различных концентрациях, позволили установить, что с увеличением ее содержания в породе интенсивность свечения, как правило, усиливается, а при нефтенасыщенности породы более 60 % начинается концентрационное тушение, уменьшение интенсивности свечения (рис. 1).
Цвет люминесценции нефтей, в свою очередь, определяется в основном содержанием и составом ароматических УВ и смолистых компонентов: с увеличением количества последних цвет люминесценции сдвигается в длинноволновую область спектра, а в общем цветовом потоке уменьшается влияние синей составляющей.
Конденсаты и легкие нефти люминесцируют в коротковолновой области спектра и в цветовой характеристике УВ доля синей составляющей увеличивается из-за уменьшения или полного исчезновения смолистых компонентов.
Различие в интенсивности и цветовой характеристике люминесценции позволяет устанавливать тип УВ (нефть или конденсат). Для этой цели построен график (рис. 2), отражающий зависимость между типом флюида, интенсивностью его общего люминесцентного потока (I) и цветовой характеристикой (Iс/I, где Iс - интенсивность свечения синей составляющей). На графике видно, что совокупность точек поля I характерна для газоконденсатного типа залежей, а точек поля II - для нефтяных. Следовательно, нефтяные объекты можно выделить по интенсивности свечения пород (свыше 600 усл. ед.) и наличию в общем световом потоке синей составляющей (не более 50 %). Газоконденсатные залежи можно прогнозировать по величине свечения продуктивной породы не более 600 усл. ед. и при преобладании синей составляющей (более 50 %).
Иногда выделенные по люминесцентно-микроскопическим исследованиям нефтяные объекты не обладают высокой нефтенасыщенностью. При их опробовании были получены притоки пластовой воды, содержащей нефть. Некоторые сахалинские нефти в зависимости от их состава и плотности люминесцируют с интенсивностью более 600 усл. ед. и при насыщенности породы около 10-20 %. Для уверенного заключения о продуктивности пласта необходимо определять нефтенасыщенность образцов по формуле [1]
где G - масса нефти в образце, г; 
- плотность нефти, г/см3;
nп - объем пор, см3.
Объем пор определяется в лаборатории по стандартной методике, содержание нефти в породе - экстрагированием ее хлороформом, с помощью колориметра ФЭК-56 замерялась оптическая плотность полученного раствора и по градуировочным графикам определялась его концентрация. Эти графики были построены для двух типов нефтей - с плотностью 0,914 и 0,843 г/см3 - по данным экспериментальной пропитки нефтью образцов песчаника и замеров оптической плотности нефти на калориметре. Между оптической плотностью и содержанием нефти наблюдается прямая линейная зависимость, т. е. с возрастанием концентрации увеличивается оптическая плотность (рис. 3). Ошибка в определении содержания нефти не превышает ±10-20 %. Плотность нефти, извлеченной хлороформом из образца, может быть найдена по показателю преломления. Между плотностью нефти и показателем преломления существует прямая линейная зависимость [3]. А.Ф. Пономарева для нефтей и конденсатов Северного Сахалина определила показатели преломления и составила график (рис. 4), из которого следует что с ростом плотности УВ увеличивается показатель преломления. Установив нефтенасыщенность породы-коллектора, можно с большим основанием прогнозировать продуктивность горизонта. Как известно, содержание связанной воды в нефтеносных пластах изменяется в широких пределах (от 6 до 70 %) и зависит от коллекторских свойств отложений. Чем меньше проницаемость и пористость породы, тем больше содержание связанной воды в пласте [2]. При опробовании пластов с низкими коллекторскими свойствами (открытая пористость около 20 %, проницаемость не менее 0,01 мкм2) и невысокой нефтенасыщенностью (30-35 %) были получены притоки безводной нефти. Однако из горизонтов с хорошими коллекторскими показателями (открытая пористость 23-24 %, проницаемость более 0,1 мкм2) при нефтенасыщенности до 40 % в результате опробования были установлены притоки пластовой воды с пленками нефти.
Следовательно, для уверенного выделения продуктивных пластов по материалам люминесцентно-микроскопических исследований нефтенасыщенность в породе в зависимости от фильтрационных показателей должна быть выше 30-40 %. Предлагаемая методика выделения продуктивных горизонтов была практически опробована на ряде морских скважин Сахалина. После бурения первой поисковой скважины и проведения промыслово-геофизических работ были отобраны грунтоносами образцы, сделаны пришлифовки пород, изученные под люминесцентным микроскопом по предлагаемой методике. Результаты опробования подтвердили выделение в разрезе нефтяных и газоконденсатных залежей.
Преимущество прогноза выделения продуктивных пластов в скважинах по данным люминесцентной микроскопии керна и грунтов по сравнению с обычным люминесцентным анализом заключается в более обоснованном и объективном выделении нефтяных и газоконденсатных объектов для опробования, что в конечном счете повысит эффективность геологоразведочных работ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Березин В.М. Новые методы определения нефтенасыщенности образцов пород.- Труды УфНИИ. Уфа, 1957, вып. 2, с. 132-139.
2. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., Недра, 1970.
3. Исаев В.П. Новый метод определения плотности нефти и ее фракций.- Труды ВНИГНИ. М., 1972, вып. 119, с. 175-180.
4. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М., Недра, 1972.
5. Ковальчук В.С., Молошенко Г.Я. Определение интенсивности, свечения битумоидов в горных породах под люминесцентным микроскопом.- Геология нефти и газа, 1979, № 5, с. 46-60.
Рис. 1. График зависимости общей интенсивности свечения от содержания нефти в породе.
Экспериментальные кривые для нефтенасыщенных пород месторождений, 1 - Полярнинское, 2 - Шхунное, 3 - Гиляко-Абунанское, 4 - Монгинское, 5 - Чайвинское, 6 - Одоптинское
Рис. 2. График зависимости общей интенсивности люминесценции и цветовой характеристики от типа флюида.
1 - нефть; 2 - газоконденсат
Рис. 3. График зависимости оптической плотности от содержания нефти.
а - нефть плотностью 0,914 г/см3; б - нефть плотностью 0,843 г/см3
Рис. 4. График зависимости плотности флюида от показателя преломления
