3.8.1. Гранулометричний аналіз
Гранулометричний аналіз полягає у визначенні розподілу порід на фракції, що містять частинки однакової величини, і вмісту цих фракцій у певному зразку породи. Основні методи гранулометричного аналізу: ситовий, седиментації та метод піпетки.
Сфера застосування першого методу обмежена розміром фракцій (не менше 0,1 мм).
Фізичною основою двох інших методів є закон Стокса, названий на ім'я дослідника, що вперше встановив залежність швидкості осадонагрома-дження кулькоподібних частинок від їх густини та властивостей середовища, яка має вигляд
Закон Стокса передбачає рівномірне осадження частинок і не враховує інерційних сил, що виникають з прискореним падінням частинок значних розмірів.
За даними багатьох авторів, сфера застосування методу седиментації, заснованого на законі Стокса, обмежена фракціями з частинками не більше 0,1мм.
Для визначення вмісту в породі частинок діаметром, меншим за 0,05 мм, застосовують метод піпетки, або метод Робінзона.
На практиці вдаються до комбінації згаданих методів. Теорію гранулометричного аналізу та існуючі способи розробляли різні автори, детально її висвітлено у відповідній літературі, тому нижче подано лише стислий опис методів.
Метод седиментації (метод Сабаніна) застосовують у такий спосіб. Наважку зразка породи не піддають обробці соляною кислотою, щоб уникнути руйнування цементувальної речовини і частини теригенного матеріалу, що при встановленні відповідних залежностей зробило б непорівняльними результати гранулометричного аналізу з даними інших параметрів. Слід зазначити, що, згідно з дослідженнями, руйнування карбонатів попереднім обробленням зразків розчином соляної кислоти зумовлює переважно підвищення вмісту дрібних фракцій через руйнування більших частинок, що є агрегатом дрібних зерен, склеєних карбонатом кальцію і магнію.
Після дезінтеграції породи тривалим розмочуванням її у воді і ретельного розтирання гумовим корком наважку зливають у скляну циліндричну посудину діаметром 20 см і заввишки близько ЗО см, на якій зовні є мітки: на відстані 5 см від дна посудини наклеюють смужку міліметрівки з поділками від 0 до 20 см. Посудину заповнюють водою до мітки 20 см, суміш
ретельно перемішують і через 16 хв за допомогою сифона, опущеного до нульової мітки, зливають стовп рідини з частинками, меншими за 0,01 мм. Після зливання води, що відстоялася, посудину знову заповнюють водою до мітки 20 см, перемішують і через 16 хв воду з фракцією, меншою за 0,01 мм, зливають. Заливку і зливання повторюють до повної прозорості стовпа води в посудині.
Залишок частинок у посудині розміром, більшим за 0,01 мм, висушують при 105 °С, просівають через сита з розміром отворів 0,25 та 0,1 мм і зважують кожну фракцію.
За такого способу отримують чотири фракції: >0,25; 0,25—0,10; 0,10— 0,01 та < 0,01 мм; останню фракцію визначають за різницею маси.
Для розділення фракції з частинками, меншими за 0,01 мм, застосовують метод піпетки, або метод Робінзона.
Метод Робінзона відрізняється від описаного тим, що замість численних перемішувань і зливань води, перемішування проводять лише один раз, а потім, після закінчення певного часу відстоювання, за допомогою піпетки беруть пробу суспензії на відомій глибині. За цим методом виділяють фракції 0,01—0,005; 0,005—0,001 та < 0,001 мм.
Аналіз проводять на спеціальному приладі Робінзона.
Прилад складається з 1-літрового градуйованого циліндра діаметром 6 см і заввишки 40 см, скляної піпетки на 20—25 см3, триходового скляного крана і лійки, які припаяні до піпетки; аспіратора, гумового диска, на якому тримається піпетка, і мішалки, що є скляною паличкою з насадженим на кінець гумовим кружком для збовтування суспензії в циліндрі. Об'єм піпетки до крана 23 см3. На нижньому кінці піпетка має чотири отвори діаметром 1 мм, розташовані в одній площині для відсмоктування суспензії в піпетку. Засмоктування суспензії в піпетку проводять за допомогою аспіратора.
Наважки 10—15 г з невеликою кількістю води ретельно розтирають гумовим корком у фарфоровій чашці і промивають через сито з отворами розміром 0,1 мм.
Осад, що пройшов через сито, разом з водою зливають в 1-літровий циліндр, куди доливають дистильовану воду до мітки 1000 см3. Для запобігання згортання глинистого осаду в циліндр додають 2—3 краплі аміаку. Потім суспензію, що міститься в циліндрі, ретельно збовтують за допомогою мішалки, рухаючи її вгору і вниз (протягом приблизно 1 хв).
У момент припинення збовтування вмикають секундомір. Через певний проміжок часу, який відповідає швидкості осідання частинок 0,05 мм, у циліндр, до відомої глибини відбору проби (10 см), спускають піпетку із закритим краном. Коли розрахунковий час осадження частинок 0,05 мм закінчиться, відкривають зливний кран аспіратора і кран на піпетці.
В аспіраторі, що працює за принципом посудини Маріотта, під час витікання на нього рідини створюється розрідження, внаслідок чого суспензія з циліндра входить у піпетку і заповнює її завжди з однаковою швидкістю. Після заповнення об'єму піпетки кран швидко перекривають і піпетку витягують з циліндра.
З піпетки суспензію зливають у бокс, воду випаровують і осад висушують до сталої маси.
Отриману масу осадів перераховують на наважку і визначають відсотковий вміст кожної фракції у гірській породі. Гранулометричний аналіз застосовують для характеристики окремих пачок, світ, іноді маркувальних горизонтів. Як правило, він має допоміжне значення. Більшу роль гранулометричний аналіз відіграє у розгляді умов формування осадів і джерел зносу матеріалу. Результати гранулометричного аналізу для зручності зображують у вигляді графіка: по осі ординат відкладають глибини свердловини (в м), по осі абсцис — вміст фракцій (у %); окремі фракції можна показувати різними умовними позначеннями.
- 0.0. Орлов, m.I. Свдощук, в.Г. Омельченко о.М. Трубенко, m.I. Чорний нафто-газопромислова
- Підручник
- 1Стор1я формування нафтогазопромислово1 геолог! I
- 1.1. Проблеми, повязан1
- 3 Нафтогазопромисловою геолопсю
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловот геолопк
- 1.2. Св1товий видобуток нафти I газу
- 1.3. 1Стор1я геолопчних досл1дженб
- 12 Нафтогазопромислова геолопя
- 1.4. Динамка видобутку нафти I газу в украун1
- 1.5. Нафтогазоносн1стб територ1у укра1ни
- 1Стор1я формування нафтогазопромисловок геолопт
- 2.1. Категорії свердловин
- 2.2. Геолого-технічний наряд на буріння свердловини
- 2.3. Вибір інтервалу відбору керна
- 2.4. Конструкція свердловини
- 2.5. Планування буріння свердловин
- 2.5.1. Перспективне планування
- 3.1. Відбір і вивчення керна
- 3.1.1. Бокові ґрунтоноси
- 3.1.2. Збереження керна
- 3.1.3. Опис керна, побудова кернограми
- 3.2. Відбір і вивчення шламу
- 3.2.1. Особливості відбору, методика опису і збереження шламу
- 3.2.3. Виділення нафтогазоносних шарів у розрізах свердловин за даними коефіцієнтів набухання глин у шламі
- 3.2.4. Визначення тектонічних порушень насувного типу
- 3.2.5. Визначення наближення свердловини до пластів з високими тисками за шламом і керном
- 3.3. Інші геологічні спостереження
- 3.3.1. Відбір проб нафти, газу та води
- 3.3.3. Замір кутів відхилення свердловини від вертикалі кидальним приладом
- 3.4. Спостереження у свердловинах спеціального призначення
- 3.4.1. П'єзометричні свердловини
- 3.4.2. Контрольні свердловини
- 3.4.3. Нагнітальні свердловини
- 3.5. Геологічний контроль
- 3.6. Ускладнення
- 3.7. Геологічна документація
- 3.8. Геологічні методи вивчення розрізів свердловин у лабораторних умовах
- 3.8.1. Гранулометричний аналіз
- 3.8.2. Мінералогічний аналіз
- 3.8.3. Мікрофауністичніш аналіз
- 3.8.4. Спорово-пилковий аналіз
- 3.8.5. Аналіз порід на вміст карбонатів
- 3.8.6. Люмінесиентно-бітумінологічніш аналіз
- 3.8.7. Вивчення маркувальних горизонтів
- 3.8.8. Визначення пористості
- 3.8.9. Визначення проникності гірських порід
- 3.8.12. Визначення тиску насичення
- 3.8.13. Суть визначення співвідношень р—V— т пластових нафт
- 3.8.14. Визначення в'язкості пластової нафти
- 3.8.15. Поняття про складання рекомбінованоі проби нафти
- 4.1. Методи кореляції розрізів свердловин
- 4.1.1. Загальна кореляція
- 4.1.2. Детальна (зональна) кореляиія
- 4.1.3. Складання кореляційних схем
- 4.1.4. Складання
- 4.1.5. Регіональна кореляція
- 4.2. Складання геологічних профілів
- 4.2.1. Побудова геологічних профілів
- 4.3. Побудова структурних карт
- 4.3.1. Метод трикутників
- 4.3.2. Метод профілів
- 4.3.3. Метод сходження
- 4.3.4. Порядок знесення точок свердловин на структурних картах на лінію профілю
- 4.3.5. Умови, які впливають на точність побудови структурної карти
- 4.3.6. Урахування викривлення свердловини під час побудови структурних карт
- 4.3.7. Побудова карти поверхні
- 4.3.8. Побудова карт ефективних та ефективних нафтонасичених (газонасичених) товщин
- 4.4. Побудова карт
- 4.4.4. Визначення положення газоводяних, нафтоводяних і газонафтових контактів за пластовими тисками
- 4.4.8. Зональні карти
- 5.2. Радіоактивні методи каротажу
- 5.3. Спеціальні геофізичні дослідження
- 5.3.1. Каротаж мікрозондами
- 5.3.2. Боковий каротаж
- 5.3.3. Термокаротаж
- 5.3.4. Кавернометрія
- 5.3.5. Газовий каротаж
- 5.3.6. Механічний каротаж
- 5.3.7. Контроль технічного стану свердловин геофізичними засобами
- 5.3.8. Акустичний каротаж
- 5.3.9. Нахилометрія (визначення падіння пластів)
- 5.4. Інтерпретація даних гдс
- 5.4.1. Розчленування
- 5.5. Використання геофізичних даних стосовно викривлених і спрямованих свердловин за азимутами і кутами їх відхилення від вертикалі
- 6.1. Гранулометричний склад порід
- 6.2. Пористість порід
- 6.3. Проникність порід
- 6.4. Тріщинуватість порід
- 6.5. П'єзопровідність гірських порід
- 6.6. Гідропровідність гірських порід
- 6.7. Вплив термодинамічних умов
- 6.8. Про можливість
- 6.9. Класифікація колекторів
- 7.2.1. Класифікація нафт
- 7.3. Фізико-хімічні властивості газу
- 7.8. Водонафтовий контакт і його характеристика
- 8.1. Температура в природних резервуарах земної кори
- 8.1.1. Використання геотермічної інформації в процесі пошуків, розвідки та дорозвідки нафти і газу
- 8.1.2. Використання термометрії
- 8.2. Пластові тиски в земній корі 8.2.1. Загальні положення
- 8.2.3. Інші причини формування нгпт
- 8.2.4. Природа пластових тисків, менших за гідростатичні (птмг)
- 8.2.5. Використання інформації
- 8.2.9. Використання інформації
- 9.1. Сили, які утримують нафту в пласті
- 9.2. Сили,
- 9.2.1. Напір води
- 9.2.2. Тиск стисненого вільного газу (тиск газової шапки)
- 9.2.3. Розширення розчиненого в нафті газу
- 9.2.4. Пружність рідини і породи
- 10.1. Розкриття горизонтів
- 10.1.1. Заходи шодо попередження ускладнень і аварій в проиесі буріння свердловин
- 10.1.2. Обладнання устя свердловин фонтанною арматурою
- 10.2. Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
- 10.3.1. Застосування пар
- 10.4. Заміри дебіту нафти і газу Заміри дебіту нафти
- Розробка нафтових і газових родовищ
- 11.1.2. Система розробки знизу—вгору
- 11.1.3. Комбінована система розробки
- 11.1.4. Порядок виділення
- 11.2. Системи розробки
- 11.2.1. Рівномірна сітка розташування свердловин
- 11.3. Особливості розробки
- 11.3.1. Нафтові поклади в неоднорідних пластах
- 11.3.2. Поклади нафти
- 11.3.3. Поклади нафти в карбонатних колекторах
- 11.3.4. Нафтові поклади з газовою шапкою
- 11.3.5. Нафтові поклади
- 11.3.6. Нафтові облямівки
- 11.3.7. Газові поклади
- 11.3.8. Газоконденсатні поклади
- 11.3.9. Розташування видобувних свердловин у разі розробки покладів вв, пов'язаних із плікативно ускладненими структурами
- 11.3.10. Особливості освоювання і розробки нафтогазових родовиш на континентальних шельфах торів і океанів
- 12.1. Поняття про методи інтенсифікації та вторинні методи розробки
- 12.2. Методи інтенсифікації видобутку нафти і газу
- 12.2.1. Хімічна обробка привибішшх зон свердловин у нафтових пластах
- 12.1.4. Обробка привибійних зон свердловин твердити вибуховими речовинами
- 12.1.5. Інші види дії на пласт
- 13.1. Вибір об'єктів
- 13.2. Спостереження в процесі видобутку
- 13.4. Нагнітання газу
- 13.5. Внутрішньопластове горіння вуглеводнів з метою підвищення нафтовіддачі
- 13.6. Витіснення парою нафти з продуктивного пласта
- 13.7. Шахтний спосіб вилучення нафти з гірських порід
- 13.9. Застосування ультразвукових коливань
- 13.10. Витіснення нафти вуглекислим газом
- 13.11. Витіснення нафти
- 14.1. Організація геологічної служби на промислах
- 14.2. Геологічний контроль
- 14.4.2. Методи підрахунку запасів нафти
- 14.5. Охорона надр
- 14.5.1. Буріння свердловин
- 14.5.2. Випробування свердловин
- 14.5.3. Експлуатація нафтових і газових родовиш