3.8.5. Аналіз порід на вміст карбонатів
Карбонатні породи — вапняки, доломіти, доломітизовані вапняки та інші — дуже важко розрізняти за зовнішнім оглядом. Л.Г. Берг запропонував розпізнавати їх за даними розробленого ним газоволюметрич-ного аналізу. Суть його полягає у визначенні об'єму газу, що виділяється з породи за заданої температури, та кількості речовини, що виділяє цей газ за тієї самої температури, якщо відома загальна кількість речовини, взятої для аналізу. За співвідношенням об'ємів газу, що виділився в умовах різних температур, можна обчислити співвідношення компонентів, що виділяють газ за цих температур. Наприклад, для дослідження доломіту, в якому передбачається наявність гіпсу, сидериту і вільного магнезиту, потрібно дослідити п'ять температурних ступенів і мати відповідно п'ять печей.
Перший ступінь призначений для розкладання гіпсу і виділення з нього кристалізованої води; верхня межа температури має бути близько 300 °С, тому що гіпс втрачає воду за цієї температури.
На другому ступені розкладається сидерит з виділенням діоксиду вуглецю (вуглекислоти) за температури близько 560 °С; нагрівання слід довести до 600 °С.
Третій ступінь слугує для розкладання вільного, не зв'язаного з доломітом магнезиту; виділення діоксиду вуглецю відбувається за температури близько 650 °С; нагрівання слід довести до 700 °С.
Четвертий ступінь застосовують для розкладання магнезиту, що входить до складу доломіту; виділення вуглекислоти відбувається за температури близько 750 °С; нагрівання слід довести до 800—820 °С.
П'ятий ступінь призначений для розкладання вільного кальциту, який входить до складу доломіту; розкладання відбувається за температури близько 1000 °С; нагрівання слід довести до 1050—1100 °С.
Газоволюметричний аналіз дає змогу визначити відносний або абсолютний вміст компонентів карбонатної частини породи. При відносному аналізі визначають співвідношення основних компонентів карбонатної частини породи — доломіту і кальциту, тобто ступінь доломітизації, і виражають у відсотках молярної або масової частки. Абсолютний аналіз має на меті виявити кількість того чи іншого компонента породи в одиницях маси, що дає змогу визначити вміст у породі не лише доломіту і кальциту, а й інших її складових.
Рис. 3.34. Схема приладу для визначення кар-бонатності.
Пояснення у тексті
Карбонатність гірських порід можна встановити, здійснивши хімічне розкладання карбонатів і визначивши об'єм вуглекислого газу, що виділяється під час цього процесу.
Підрахунки проводять у перерахунку на СаСО3, оскільки останній складає основну частину карбонатів. Карбонатність гірських порід визначають за допомогою спеціального приладу (рис. 3.34). Він складається з термостата 7— скляної циліндрової посудини з тубусом у нижній частині місткістю 26—27 л, реакційної колби 2, в яку за допомогою гумового корка
вставляють ампулу, що слугує посудиною для соляної кислоти, змійовика З, градуйованої бюретки 4 на 100 см3 з поділками через 0,1 см3, циліндра 5, в який поміщена бюретка, і зрівняльної посудини б місткістю 250 см3.
Всі деталі апарату з'єднуються між собою за допомогою гумових трубочок і корків. Місця з'єднання слід ретельно змащувати менделеєвською замазкою.
Підготовку і пуск апарату в роботу проводять у такій послідовності: від екстрагованого і висушеного шматочка досліджуваного зразка керна беруть наважку 0,5—5 г (залежно від вмісту в породі карбонатів); наважку ретельно розтирають у фарфоровій ступці і зважують разом з реакційною колбою на точних терезах. Після цього за допомогою лійки з відтягнутим кінцем в ампулу через її наскрізний отвір наливають 5 см3 розчину соляної кислоти (1:2). Ампулу вставляють в колбу, краї якої навкруги гумового корка обмазують менделеєвською замазкою. Через 15 хв рівні в циліндрі і бюретці вирівнюють. Для цього, відкривши кран, заповнюють склянку дистильованою водою до останньої риски градуювання, після чого кран закривають.
Потім колбу нахиляють, переливають в неї кислоту з ампули і поміщають у термостат для підтримки в ній сталої температури, що дорівнює температурі води в термостаті.
У результаті реакції зразка з соляною кислотою виділяється діоксид вуглецю, який по змійовику надходить у бюретку, витісняючи з неї воду в кільцевий простір.
Для підтримки однакових рівнів води в бюретці та кільцевому просторі посудину 6 опускають, після чого відкривають кран. При цьому частину води з циліндра перепускають у посудину 6. Зазначену операцію проводять доти, доки не закінчиться реакція та доки рівень у бюретці і в кільцевому просторі не встановиться на одній висоті.
- 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