CC BY
52
ш
ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ РАЗВЕДКИ
© С.Вильк, Ц. Греловски, 2000
УДК 550.822.3:543.842.622 С. Вильк, Ц. Греловски
ОЦЕНКА ОШИБКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОДЕРЖАНИЯ ОРГАНИЧЕСКОГО УГЛЕРОДА В ПРОБАХ ПОРОД, ИЗВЛЕЧЕННЫХ ИЗ БУРОВЫХ КЕРНОВ
1. Введение
Происхождение нефти, одна из загадок природы, которая до сегодняшнего дня еще не полностью выяснена. В мировой научной литературе существуют две теории, объясняющие происхождение нефти и газа в природе:
• теория о неорганическом происхождении углеводородов (старшая);
• теория об органическом происхождении углеводородов (младшая).
Обе из вышеназванных теорий имеют своих сторонников. Аргументы обеих теорий взаимно не исключают друг друга, и можно предположить, что в определенных условиях каждая из этих теорий может быть реализована.
Основные доводы создателей и сторонников теории неорганического происхождения нефти представлены в работах [1,2,3]. Вкратце приведем следующие из них. В 1860 году Вег-Шоіе^ а в 1871 году Byasson выдвинули гипотезу, в которой утверждается, что углеводороды в земной коре могли возникнуть в результате действия угольной кислоты на ал-каичные металлы при повышенной температуре и в присутствии водяного пара. В 1897 году Cloez получил таким способом в лаборатории смесь жидких углеводородов. В 1876 году Менделеев открыл присутствие углеводородов, действуя водой на углеродистые металлы.
В марте 1971 года на заседании американского общества нефтяных геологов в США Weisman представил свою гипотезу. В соответствии с ней природный газ возник в результате
неорганических изменений в процессе внедрения магмы в угольную породу. Согласно гипотезе Weismana тогда наступило термическое разложение карбонатов, а образующийся углекислый газ реагировал с выделенным из магмы ювенильным водородом, образуя метан. К такому объяснению Weismana привели изотопные исследования по определению углерода, содержащегося в углеводородных молекулах, из которых состоит природный газ большинства залежей Калифорнии и Техаса.
Представляя аргументы сторонников органической теории происхождения нефти, можно перечислить их в следующем сокращенном виде:
• исходным материалом для образования углеводородов является органическая субстанция растительного и животного происхождения;
• подтверждено подобие изотопного состава угля, как отношение 13С к 12С, содержащегося в исходной органической субстанции а также в нефти. В то же время величина этого отношения в углекислом газе земной атмосферы и в карбонатных породах отличается существенно от вешеуказанного отношения в твердых, жидких и газообразных углеводородах;
• в нефти и в органической субстанции, заключенной в осадочных породах, содержатся органические соединения либо элементы их структур, которые возникли в живых организмах. Эти субстанции обычно называют биологическими показателями. К наиважнейшим биологическим показателям причисляют порфирины, каротины, а также пристан, фитан (углеводо-
роды животного и растительного происхождения);
• большие залежы углеводородов, в том числе нефти и природного газа, связаны тесно с седиментальными бассейнами, охватывающими глубоко лежащие слои осадочных пород тех геологических периодов, которые отмечаются буйной биологической жизнью.
Рассеянная органическая субстанция находится практически во всех осадочных породах. Различаются два рода этой субстанции в осадочных породах:
• субстанция сапропелевого типа (болотного ила) - будучи продуктом разложения и полимеризации органических субстанций, содержащих большое количество липоидов. Характеризуется она относительно боль-ой величиной отношения водорода к углероду Н : С = 1,3 -1,7;
• субстанция гумусового типа - продукт разложения и полимеризации целлюлозы а также других соединений, содержащихся в клетках земных растений. Содержит она в средней молекуле большое число сконденсированных ароматических и нафтеновых колец. Эта субстанция характеризуется низкой величиной отношения Н : С < 0,9.
В органической химии используются также определения сапропелого и гумусового керогена, либо как у Le-vorsen [2], угольный или нефтяной кероген (такой, из которого образуется уголь или нефть).
Преобладает мнение, что кероген является одним из трех основных типов органической субстанции, распространенной в осадочных породах. Hunt [1,3] высказал свою точку зрения, утверждая, что органическая субстанция, распространенная в осадочных породах, является предшественницей (прородительницей) для керогена, но не обязательно должна быть керогеном. Органическая субстанция превращается в ке-роген в тракте первой стадии своего изменения, связанного с диагенезом пород. Подогрев керогена и его изменения под влиянием различных факторов окружающей среды приводят к образованию углеводородов. Молекулы разных сапропелевых керогенов, генерирующих нефть, характеризуются отношением числа атомов Н; С >1,0 а также содержанием водорода свыше 6. В гумусовых керогенах, генерирующих природный газ, отношение Н: С ниже 0,9, и содер-
жание водорода составляет, обычно, 3 -5 %. Из гумусовых керогенов кроме природного газа могут образовываться гумусовые угли, в том числе бурый, каменный либо, наконец, антрацит.
Выделяются три стадии образования нефти и природного газа в осадочных породах:
• диагенез - к биохимические, химические и физические изменения органической субстанции, протекающие до момента существенно определенного, но малого влияния воздействия температуры,
• катагенез - основном, в фор-ме термического изменения органической субстанции при повышенной температуре до 473 К,
• метаморфизм - к высокотемпературные изменения (свыше 473 К).
В процессе катагенеза протекает большое число различных химических реакций, которые обычно определяют как дозревание керогена. Мерой начала этих изменений является показатель CPI (Carbon Preference Index), называемый также показателем нечетности. Величина CPI показывает во сколько раз больше анализируемая проба содержит п-алканов с нечетным числом атомов углерода по отношению к п-алканам «четным». Слабо дозревший кероген характеризуется обычно значениями CPI в пределах 2-5. По мере последующих изменений, протекающих в период катагенеза, CPI уменьшается и для нефти достигает в среднем величины 0,9 - 1,3.
2. Лабораторные исследования.
2.1. Цель исследований
В процессе бурения скважины наступает изменение характеристик породы в прискважинной области, в основном, по двум типам причин: внутренним и внешним.
К внутренним причинам можно отнести всевозможные реакции горного массива;
• шрушение теплового равновесия;
• нарушение равновесного состояния действующих сил (давлений) как в скелете пласта так и в заполняющих его пластовых потоках жидкости, газа, а также нарушение их первоначального состава.
К внешним причинам относятся:
• применение техники и технологии бурения;
• применение искусственных буровых растворов и способов их использования,
в особенности модифицированных буровых растворов и бетонных уплотнительных растворов, а также их смесей с природными компонентами горного массива.
При выполнении разведочных геологических скважин, предназначенных для поиска и документального оформления месторождений углеводородов (нефти и природного газа) пробы пород, подлежащие лабораторным исследованиям, обычно отбирают из буровых кернов. Одним из измерений является определение полного содержания органического углерода ТОС (Total Organic Carbon). По мнению авторов, в пробах пород из буровых кернов численное значение ТОС может быть завышено, т.к. складывается из двух составляющих: органической субстанции первичного происхождения (пластового) и вторичной органической субстанции (из бурового раствора).
Поэтому целью настоящей работы было определение величины влияния натуральных биополимеров, применяемых повсюду для модификации технологических параметров буровых растворов, на результаты вычисления полного содержания естественной органической субстанции в пробах осадочных пород, которые были извлечены из буровых кернов.
2.2. Пробы осадочных пород, использованные в лабораторных исследованиях.
Нумерация проб не является результатом классификации их по времени стратиграфического деления, однако отвечает стратиграфическим уровням, выделенным в нефтяных бассейнах Польши а также последовательности их отбора из образцов геологических профилей. Определение мест отбора проб на геологических профилях выполнено профессором S.F. Jucha.
Пробы 1, 2 и 3. Песчаник эмшера, выступающий на мергелях турона (Ja).
Проба 4. Известняк мальма (J3).
Проба 5. Песчаник среднеюрского пласта (Jz) - келловейский ярус.
Проба 6. Песчаники из серии залежей, из пластов 400 на глубине 800-500 м.
Проба 7. Угольный известняк -нижний карбон (Ci).
Пробы 8, 9 и 10. Известняковый доломит живетского яруса среднего девона (Ds). Проба 8 взята из верхней
Таблица 1
N n/n N Средние значения велич
Пробы Пробы, не имевшие контакта с буровым раствором А Пробы, подвержен-воздействию буров раствора с содержа КМНЕС В
1. 1 0,060 0,120
2. 2 0,080 0,088
3. 3 0,015 0,018
4. 5 0,020 0,042
5. 7 0,120 0,126
6. 8 0,063 0,065
7. 9 0,040 0,059
8. 11 0,078 0,165
9. 13 0,030 0,034
10. 15 0,011 0,022
11. 16 0,170 0,252
12. 17 0,003 0,016
наивысшей серии пластов, проба 9 -из средней серии, проба 10 - из нижней серии.
Пробы 11 и 12. Мрамор „дембниц-кий" - известняковый доломит среднего девона (Р;) - живет.
Проба 13. Мергелиты сеномана -с незначительным содержанием песка - синклинори-ум нид-зяньский.
Проба 14. Песчаники сеномана, рассыпчатые - северовосточное крыло синклинариума нид-зяньского.
Проба 15. Известняковые доломиты: эйфельский ярус - живепгский ярус, средний девон (Dz).
Пробы 16 и 17. Глыбовые кварци-товые песчаники среднекембрийского отдела (Стз).
дюйм. Затем пробы были помещены в аппарат для определения проницаемости микропористых сред. Конструкция и принцип действия аппарата описаны в работе [4]. В этом аппарате пробы пород были помещены для контакта в 2% водный раствор karboksymetylohy-dro-ksyetylocelulozy
5. 7 5,0 97,5
6. 8 3,2 73,0
7. 9 47,5 270,0
8. 11 111,5 196,2
9. 13 13,3 123,3
10. 15 100,0 490,9
11. 16 48,2 52,9
12. 17 433,3 733,3
Рис. 2
Таблица 2
N n/n N пробы Величина ошибки определения ТОС R пробах В и С относительно
Для пробы В, (В-А)/А Для пробы С, (С-А)/А
1. 1 100,0 440,0
2. 2 10,0 51,3
3. 3 20,0 160,0
Проба 18. Известняки литотамневые из миоцена (№), расположенного на меловом подложе.
Пробы 4, 10, 12, 14 и 18 не были включены в программу настоящих исследований ввиду невозможности их механической обработки до образцов, необходимых для проведения лабота-торных опытов.
3. Методика проведения лабораторных исследований.
3.1. Подготовка проб к лабораторным исследованиям.
Пробы пород были взяты не из буровых скважин, а добыты из пластов с использованием алмазной коронки цилиндрической формы следующих размеров: диаметр - 1 дюйм, высота - 1
(КМНЕС), либо в 2 % водный раствор гидролизованого крахмала. Данные смеси моделировали повсеместно используемые буровые растворы, содержащие естественные органические полимеры. Время контакта проб с моделируемыми растворами составляло 60 минут при градиенте давления до 35,0-Ю4 кРа.
3.2. Аппаратура, использованная в лабораторных исследованиях.
Лабораторные исследования содержания органической субстанции в пробах осадочных пород выполнены с ис-
пользованием автоматического анализатора CR-12 фирмы LECO (ША). Его схема и принцип действия представлены на рис. 1. Для каждой из исследуемых пород было подготовлено несколь-
ко серий проб, предназначенных для лабораторных исследований (измерений). Каждая серия состояла из 3 проб. Проба
A, выполненная в форме опытного цилиндра, представляла собой материал для исследований только на анализаторе CR-12. Проба В предварительно в апна-рате для определения микропроницаемости подвергалась контакту с раствором КМНЕС, моделирующим буровой раствор. Проба С, подобно как и проба
B, подвергалась контакту с раствором, моделирующим буровую жидкость, содержащим гидролизованый крахмал. В аппарате для определения микропроницаемости во время контакта моделируемого бурового раствора с пробами горных пород моделировались и условия, действующие в глубоких буровых скважинах в процессе бурения, где извлеченный образец породы также имел контакт с буровым раствором и подвергался его воздействию. Для всех проб из серии (последовательно) было проведено вычисление полного содержания органического углерода ТОС (Total Organic Carbon). Сравнивая численные значения ТОС проб В и С с численным значением ТОС пробы А, имеем возможность оценить ошибку определения уровня содержания органической субстанции пластового (первородного) происхождения, а также степень загрязнения проб органической субстанцией непластового происхождения, которая внедрилась в породу во время её контакта с буровым раствором, содержащим органические субстанции.
4.Результаты лабораторных исследований.
Результаты проведенных лабораторных исследований представлены в таблицах 1 и 2. В таблице 1 приведены средние величины результатов вычисления ТОС для 12 проб осадочных пород представляющих (стратоли-тотипы) Nizu Polski. Таблица 2 содержит численные значения ошибки вычисления ТОС для проб пород, которые имели контакт с моделируемым буровым раствором. На рисунке 2 представлена графическая иллюстрация результатов исследований из таблицы 1.
5. Анализ результатов лабораторных исследований.
Анализ полученных результатов лабораторных исследований показывает, что существует явное влияние контакта
бурового раствора с извлекаемыми пробами на вычисленные значения ТОС для 12 перебранных осадочных пород. Величина расхождений в полученных значениях ТОС для породы, которая не имела контакта с буровым раствором, и той же самой породой, имевшей такой контакт, зависит от:
• рода (типа) среды, использованной для модификации технологических свойств бурового раствора, а точнее го-
воря, от величины (размера) частиц этой среды;
• величины пористости и проницаемости породы.
На рис. 2 видно, что для одних и тех же пород количество поглощенной органической субстанции из бурового раствора, содержащего гидролизованный крахмал, значительно выше чем количество органической субстанции, проникшей в породу во время ее контакта с бу-
ровым раствором, содержащим КМНЕС.
Следует отметить тот факт, что во всех опытах с пробами осадочных пород вычисленные значения ТОС для проб, имевших контакт с буровым раствором, выше полученных значений ТОС для тех самых пород, не имевших контакт с буровым раствором. В некоторых случаях разница в определении ТОС превышает 400 % (табл.2).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. J.M. Hunt, Petroleum geochemistry and geology. W.H. Freeman and Co., San Francisco, 1979.
2. A.J. Levorsen, Geologia ropy i gazu. Wyd. Geolog., Warszawa, 1973.
3. J. Molenda, Gaz ziemny. WNT, Warszawa 1996.
4. S. Wilk, Badanie parametrow technologicznych zaczynow stosowa-nych w wiertnictwie i wiertniczych metodach uszczelniania i stabilizacji gorotworu. Zeszyty Naukowe AGH -Wiertnictwo, Nafta, Gaz, nr 10, Krakow 1992.
Ш.
Вильк Станислав, докчор технических наук, профессор Горно-металлургической академии. I. Краков. Польская Республика.
Греловски Цезары инженер-хкписф Предприятия разведки неф|и и г аза. г. Пила. Польская Республика.
