Оценка нефтегазоносное™ месторождений

Решение сложных геологических задач в связи с оценкой перспектив нефтегазоносное™ на различных этапах геологоразведочных работ (ГРР) осуществляется с помощью целого комплекса методов, в том числе геохимических. Нами рассматривается газогеохимический метод исследования геологической среды (породы, почвы, воды, газонесугцих смесей). Метод давно применяется в практике ГРР и реализуется путем прямого отбора газо-воздушной смеси или извлечением газа из пород и вод различными способами дегазации [5].

Результаты лабораторных исследований фазовых превращений во многом зависят от представительности поступающих проб пластовых углеводородных смесей [4J.

Герметичность жидкостного контейнера (КЖ), а также то, что углеводородная проба находится в нем в однофазном состоянии, проверяют следующим образом. Контейнер устанавливают вертикально, нижний вентиль соединяют с ручным прессом модели 2250-801 фирмы Chandler Engineering через манифольд. Пресс имеет цифровой манометр, который показывает давление в КЖ.

Основным критерием качества отобранных проб является давление в контейнере. Если температура сепарации ниже температуры в лаборатории — давление в контейнере выше давления сепарации, в противном случае контейнер отбраковывают.

Чтобы убедиться, что углеводородная проба в КЖ находится в однофазном состоянии, ручным прессом, который заполнен вытесняющей жидкостью (водным раствором глицерина), резко повышают давление в контейнере на 3,0—4,5 МПа. Если после этого давление не снижается — газовой «шапки» в контейнере нет; если же давление постепенно снижается на 0,5— 1,5 МПа, то в КЖ есть газовая фаза. Тогда увеличивают давление на 5,0 МПа и поддерживают его в течение некоторого времени для растворения свободного газа в жидкой фазе. Газ считается полностью растворившимся в жидкой фазе, если после повышения давления на 0,5—1,0 МПа (не более чем на 5,0 МПа), давление в КЖ остается неизменным.

Для пробы газа сепарации определяют наличие в баллоне жидкой фазы. Для этого баллон с газом сепарации переворачивают вентилем вниз и открывают вентиль. При наличии жидкой фазы в баллоне ее сливают в мерную емкость для последующего анализа [4J.

Если углеводородные пробы достаточно представительны, проводят термодинамические исследования на установке фирмы Chandler Engineering.

Особенность выполнения работ с нефтью и газом является соблюдение чистоты технологии исследуемого объекта, так как все загрязняющие продукты (бензин, масла, смазки, продукты разложения органического вещества) имеют одну и ту же природу с полезным ископаемым (нефть, конденсат, газ). Поэтому основным требованием при проведении газогеохимических исследований является соблюдение чистоты по всему циклу работ — бурение скважин, подготовка емкостей для отбора проб, отбор, извлечение газа из пород и вод, анализ, контроль при обработке данных [5J. Бурение скважин должно проводится без нефтяных добавок. При бурении применяются различного рода приспособления, чтобы ни бензин, ни смазка из двигателя не попали в скважину.

В качестве емкостей для отбора породы используют стеклянные банки, для отбора газа — стеклянные пробоотборники, которые проверяются на чистоту (хроматографический контроль). Чистой считается банка (пробоотборник), в воздухе которой содержится кислород, азот и метан в концентрациях, не выше воздушной. Газо-воздушная смесь извлекается из пород и вод с помощью различных методов дегазации. Контроль чистоты дегазатора осуществляется хроматографически. Температура нагрева пробы при термовакуумной дегазации не должна превышать 60 °С для воды и буровых растворов и 70 °С — для твердых пород, так как «загрязнить» пробу можно и при повышении температуры дегазации, потому что может иметь место новообразование углеводородов при деструкции органического вещества пород. При термогазохроматографических исследованиях не следует превышать палеотемпературу отложений.

Прибор и применяемая для ввода газа бюретка должны проверяться перед анализом каждой пробы (хроматографический контроль). На последнем этапе перед интерпретацией результатов анализа для проверки результатов хроматографического анализа исключают из обработки разбавленные и загрязненные пробы. Разбавленными пробами считаются пробы, в составе которых отсутствуют гомологи метана, а кислород и азот присутствуют в количествах, как в воздухе.

Загрязненные техногенными добавками пробы в отличие от природного распределения углеводородов С|>С2>Сз>С4>Сз>Сб имеют следующее распределение компонентов: Ci4

Своеобразной меткой присутствия природного газа в горных породах является наличие гелия. Этот газ накапливается в свободных газовых скоплениях и нефтях. Гелий входит в состав различных минералов, причем его количество может превышать 10%. При разработке месторождений нефти и газа для обнаружения гелия его улавливают сорбентами над поверхностью почвы или в твердых породах, концентрируют и определяют методом газовой хроматографии. В 1970-е гг. в СССР был сконструирован портативный газовый хроматограф «Луч» для обнаружения гелия в полевых условиях; прибор широко применяется при геохимических исследованиях.

Для определения гелия в условиях лаборатории можно воспользоваться газохроматографическими методиками, в которых для отделения гелия от других постоянных газов и углеводородов применяют колонки PLOT с цеолитами и полимерными сорбентами. В первом случае (рис. V.4) кварцевая капиллярная колонка с цеолитом 5А дает возможность провести весь анализ менее чем за 3 мин. За 6 мин можно разделить смесь кислорода с аргоном и другими благородными газами (Не, Ne, Кг, Хе) на колонке (1 м х 3 мм) с цеолитом типа Y при 0 °С или при комнатной температуре.

Во втором случае (рис. V.5) — для определения гелия в нефтегазоносных породах использовали капиллярную колонку из плавленого кварца (25 м х 0,53 мм) со слоем полимера на основе дивинилбензола (толщина слоя сорбента на внутренней поверхности капилляра 20 мкм) — Рога

Рис. V.4. Хроматографическое разделение гелия и постоянных газов на колонке PLOT (30 м х 0,53 мм) с цеолитом 5А с катарометром. Газ-носитель — Н2 или Не, расход 5 мл/мин [ 1). а — температура колонки 100 °С.

PLOT Q. Разделение постоянных газов и углеводородов проводили в изотермическом режиме при температуре хроматографической колонки 80 °С с применением пламенно-ионизационного детектора (ПИД); газ-носитель — водород (давление на входе в колонку 30 кПа); ввод пробы — в испаритель хроматографа с делителем потока (20 : 1). Полученная хроматограмма приведена на рис. V.5.

Из рис. V.5 видно, что гелий полностью отделяется от сопутствующих ему постоянных газов и газообразных углеводородов С|—Сз, а острые пики

V.5. Определение гелия в смеси с постоянными газами и углеводородами [11]. Условия в тексте

Рис. V.5. Определение гелия в смеси с постоянными газами и углеводородами [11]. Условия в тексте.

Рис. V.6. Анализ влажного природного газа. Пояснения в тексте [6].

позволяют быстро и точно рассчитывать содержание гелия в образцах породы.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ ОРИГИНАЛ   След >