книги / Геофизические исследования скважин
..pdfпеременный сигнал передается на поверхность по одножильному ка белю и выделяется на резисторе Kg, выполняющем роль нагрузки ге нератора Г, а частота этого сигнала измеряется частотомером Ч. Об разующееся на выходе периодомера постоянное напряжение, пропор циональное частоте сигнала и температуре среды, подается на прибор визуального наблюдения ИП и на регистрирующий прибор РП. Вып рямитель питает скважинный прибор постоянным током.
Преимущество ТЭГ и аналогичных ему приборов с преобра зованием измеряемой температуры в частотно-модулируемый сиг нал — их помехоустойчивость: практически отсутствие влияния уте чек, изменений параметров кабеля и других факторов. Если термо метр, находившийся в среде с температурой Тн, перенести в среду с температурой Т, температура чувствительного элемента (а следова тельно, показания термометра) приближается к Т не мгновенно, а постепенно. Скорость этого приближения зависит от конструкции термометра, тепловых свойств конструкционных материалов и ок ружающей среды. Это явление называют тепловой инерцией термо метра. Показания датчика (или, что то же, его температура Тд), по мещенного в среду с температурой Т и имевшего до этого момента температуру Тн изменяется во времени по закону
Тд= Т н + (Т - Т н)[1 -ех р (-t/T)].
Таким образом, разность температур датчика и внешней среды уменьшается во времени экспоненциально от начального значения Т—Тн до нуля при t = с». Скорость снижения разности зависит от па раметра т, поэтому эта величина (имеющая размерность времени) называется постоянной времени или тепловой инерцией термомет ра. За время, равное т, начальная разность температур датчика и внешней среды (погрешность в определении температуры среды) уменьшается в е раз.
Тепловая инерция термометра тем меньше, чем больше по верхность датчика и коэффициент теплоотдачи и чем меньше теп лоемкость датчика.
И з-за тепловой инерции показания термометра, движущегося со скоростью v, отстают от изменения истинной температуры по сква жине на величину Гтг,. Тепловая инерция как бы сдвигает диаграмму на величину Az= xv. Если признать допустимым сдвиг диаграммы на Az, то скорость регистрации не должна превышать
vmax= bZ/x . |
(III.11) |
Например, при Дг = 0,3м и т = 3с итах = 0,10 м /с = 360 м/ч. Термические исследования в скважинах предъявляют некоторые
специфические требования к подготовке скважин сверх обычных, выполняемых при всех ГИС.
При исследованиях с целью определения естественной темпе ратуры горных пород скважина перед измерениями должна нахо диться в состоянии покоя в течение времени, необходимого для вос приятия скважиной температуры горных пород с достаточной точ
121
ностью. Это время в зависимости от начального различия в темпера туре скважины и породы, диаметра скважины, а также глубины зоны нарушения естественного теплового поля вокруг скважины может меняться от 1 до 50 сут, а иногда и более.
При исследованиях с целью определения температуропроводности горных пород методом искусственного теплового поля скважина дол жна быть промыта жидкостью, температура которой не менее чем на 3 °С отличалась бы от температуры исследуемых пород.
При изучении локальных тепловых полей обычно необходимо простаивание скважины в течение нескольких десятков часов. Ано малии дросселирования проявляются через десятки минут. Чтобы уменьшить перемешивание среды в стволе скважины до измерения температуры, регистрацию диаграмм, как правило, проводят при спуске прибора.
Максимально допустимую скорость движения прибора по сква жине определяют по формуле (Ш.11). Обычно рекомендуют скорость 104/т (м/ч) при общих исследованиях и 120/т (м/ч) при детальных (где X— тепловая инерция термометра, с).
Область применения и основы интерпретации данных термометрии
Разнообразие тепловых процессов в горных породах позволяет использовать термометрию для решения значительного круга задач, которые можно объединить в следующие группы: 1) изучение геоло гического разреза скважины; 2) решение региональных геологичес ких задач; 3) контроль разработки месторождений; 4) изучение тех нического состояния скважин.
Последние две группы задач рассмотрены в гл. VIII и X. Геологический разрез скважин изучаю т методами как есте
ственного (регионального и локального), так и искусственного тепло вых полей.
Методом регионального поля в разрезе скважин, простоявших достаточное время, выделяют интервалы, отличающиеся значения ми Г, а значит, и При известной плотности теплового потока по фор муле ^ = Гfq n вычисляют значение
Метод локального теплового поля позволяет определять ме стоположение в разрезе скважины углей, сульфидных руд, лег корастворимых солей, коллекторов, поглотивших раствор, а также пластов, охлажденных (нагретых) в результате интенсивного дви жения пластовых вод.
Метод искусственного теплового поля позволяет дифференцировать породы по их температуропроводности, а в благоприятных случаях ко личественно определять этот параметр. Наиболее точные данные по лучаются при неоднократных повторных замерах температуры после того, как буровой раствор (в скважине с близким к установившемуся тепловым режимом) быстро меняют на раствор иной температуры
Решение качественных задач, например, расчленение разреза на пласты, различающиеся температуропроводностью, возможно по
122
единичной термограмме, зарегистрированной через некоторое опти мальное время после теплового возмущения. На диаграммах в = АТ, получаемых вычитанием из измеренных температур Т температу ры Терегионального поля, породам с высокой по сравнению с вмеща ющими породами температуропроводностью соответствуют отрица тельные аномалии (при заполнении скважин буровым раствором, более горячим, чем породы).
По значениям Е, и а, определяемым методом регионального или искусственного теплового полей, можно судить о типе горных пород, пройденных скважиной, выделять газоносные пласты, характеризу ющиеся понижением Е, и а.
Для решения региональных геологических задач строят гео логические профили, на которые по результатам исследования от дельных скважин методом регионального теплового поля наносят линии равных температур (геоизотермы), карты температур (карты геоизотерм) на заданной глубине, карты термоизогипс (карты рав ных глубин, соответствующих данной температуре, т. е. карты по верхности изотерм).
На картах геоизотерм на заданной глубине наблюдается возрас тание температур над антиклиналями, над соляными куполами и другими телами с повышенной теплопроводностью. Та же структу ра на картах термоизогипс отмечается уменьшением глубин поверх ностей изотерм. Частный случай карт термоизогипс — карта гипсо метрии нижней границы зоны вечной мерзлоты, т. е. глубины нуле вых значений температуры. Эти границы легко определяются по данным многих геофизических методов. Как показано Д. И. Дьяконо вым, изолинии на таких картах во многих случаях повторяют изо гипсы структуры нижележащих, отложений.
Термические методы широко используют для реш ения гид рогеологических задач, например, обнаружения водоносных, пластов в разрезах скважин. На диаграммах метода искусственного теплового поля водоносным (а также нефтеносным) пластам часто соответству ют аномалии повышенных (если ТС<ТП) или пониженных (ТС>ТП) тем ператур, обусловленных большей температуропроводностью этих пластов по сравнению с вмещающими глинами. На диаграммах уста новившегося (естественного) теплового поля водоносные комплексы часто характеризуются почти нулевыми значениями Г, т. е. примерно постоянной температурой, причем повышенной по сравнению с тем пературой, которая была бы при отсутствии источников тепла.
Особенно велика роль термометрии при изучении горячих вод в районах современной вулканической активности, в частности, при исследованиях с целью использования глубинного тепла.
§ 3. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
При изучении разрезов скважин, особенно для выделения неф тегазоносных пластов, применяют ряд физико-химических методов, объединяемых под названием геохимических. Наибольшее распро странение получили газометрия скважин и методы изучения шла
123
ма, относящиеся к числу прямых методов исследования разрезов скважин.
Газометрия скважин
При проведении газометрии скважин исследуют содержание уг леводородных газов в буровом растворе, выходящем из скважины на поверхность. Наибольшую информацию о продуктивности пород дают предельные углеводороды от метана СН4 до гексана С6Н14. Оп ределенную информацию несут некоторые другие углеводороды (не предельные, изомерные соединения).
При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, на ходившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и вы носятся с ним на поверхность.
Концентрация углеводородов в буровом растворе прямо про порциональна объему породы, разрушаемой долотом в единицу вре мени, произведению коэффициентов пористости кп и нефтегазонасыщения кт, пластовому давлению рг1Л(в газоносных пластах) или газовому фактору G поровой жидкости (в нефте-, водонасыщенных породах) и обратно пропорциональна расходу Q бурового раствора в единицу времени. Чтобы при интерпретации вычислить содержание газа в единице объема пласта, необходимо параллельно с газосодержанием выходящего бурового раствора Гвых регистрировать его рас ход QBbIXи скорость бурения и6, учитывать диаметр скважины.
Существуют две разновидности газометрии: в процессе бурения и после бурения. В первом методе газосодержание выходящего бурового раствора исследуют одновременно с бурением. При исследовании вто рым методом скважина должна предварительно простоять в течение времени, необходимого для обогащения газом неподвижного бурового раствора, заполняющего пробуренный ранее ствол, вследствие диффу зии газов из пластов. После этого возобновляют циркуляцию раствора без бурения и регистрируют изменение газосодержания выходящего раствора в зависимости от времени, прошедшего после восстановления циркуляции. При постоянстве циркуляции и диаметра скважины это время соответствует (в некотором масштабе) глубине скважины, отку да выносится буровой раствор. Газометрию после бурения применяют в небольшом объеме для повышения чувствительности исследований и выявления продуктивных пластов, которые по тем или иным причинам могли быть пропущены при газометрии в процессе бурения.
Осложняет интерпретацию результатов газометрии наличие ра створенного газа в водоносных пластах, являются помехами для га зометрии в процессе бурения также послевлияние вышележащих продуктивных пластов и опережающее проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, оттесняющее часть нефти и газа из поро ды еще до ее разбуривания.
Основной вид газометрии — газометрия в процессе бурения (рис. 69), которая заключается: 1)в непрерывной дегазации части вы ходящего бурового раствора с помощью дегазатора, устанавливае мого на поплавках вблизи устья скважины; 2) в определении компо-
124
Рис. 69. Схема газометрии скважин.
I — дезагазотор: 1 — желоб буровой; 2 — корпус дегазатора; 3 — электродвигатель дегазатора; 4 — лопастная вертушка; II — газовоздушная линия от дегазатора к стан ции; III— суммарный газоанализатор: 5 — отстойник с водой для очистки газовоз душной смеси от механических примесей; 6 — ротаметр для измерения расхода смеси через камеру детектора; 7 — ротаметр для регулирования расхода смеси; 8 — рота метр для измерения расхода смеси через хроматермограф; 9 ,10 — камеры с рабочим и компенсирующим элементами катарометра, И — реохорд для балансировки изме рительного моста; 12 — переменный резистор для регулирования напряжения пита ния моста; 13 — вентиль для регулирования расхода смеси по ротаметру 7; IV — реги стратор суммарных газопоказаний; V — установка вакуум-насоса: 14 — ресивер (ем кость вакуум-насоса); 15 — вакуумметр; 16 — вакуум-насос; 17 — вентиль для регулирования расхода смеси по ротаметру 6; VI — установка компрессора: 18 — фильтр для очистки воздуха; 19 —компрессор; 20 — ресивер компрессора; 21 — мано метр; 22 — вентиль для регулирования давления в пневматической линии; VII — хро мотермограф; 23а и 236 — краны дозатора; 24 — дозатор; 25 — разделительная колон ка; 26 — командный прибор для регулирования нагрева колонки и ее охлаждения; 27 — синхронный электродвигатель командного прибора; 28— фильтр; 29 — плазменно ионизационный детектор; 30 — вентиль для регулирования расхода воздуха через детектор; VIII — регистрирующий прибор хромотермографа; IX — генератор водоро да для питания детектора хромотермографа
нентного состава газовой смеси, выделенной дегазатором; 3) в опре делении глубин поступления газа в буровой раствор.
Дегазация бурового раствора осуществляется дегазаторами раз личного типа. Наиболее распространенные типы дегазаторов пред ставляют собой небольшую камеру, удерживаемую двумя поплав ками на плаву в желобе, по которому течет буровой раствор, выхо дящий из скважины. Газовая смесь, выделяющаяся в результате естественной дегазации жидкости вместе с некоторым количеством воздуха, отсасывается под действием слабого вакуума, создаваемо го установкой. Для увеличения поверхности дегазируемой жидко сти внутри камеры имеются ребра; для этой ж е цели проводится
125
дробление потока с помощью лопастной вертушки 4, приводимой в действие электродвигателем.
Для сглаживаний пульсаций газосодержания газовоздушной сме си в дегазаторах предусмотрен интегральный контур. Извлеченная из бурового раствора газовоздушная смесь снова поступает в дега зируемую порцию жидкости через интегрирующий контур с аэра тором, который представляет собой сосуд или трубку с большим чис лом мелких отверстий, обеспечивающих барботирование газовоз душной смеси через буровой раствор. В результате происходит усреднение состава газовоздушной смеси за некоторое время и, сле довательно, сглаживание кратковременных пульсаций.
Часть газа из интегрирующего контура направляется на га зоанализаторы газометрических (газокаротажных) станций, ус танавливаемых на специальных автомобилях или прицепах.
Суммарное содержание углеводородов в газовой смеси определя ется в пульте суммарного газоанализатора с помощью катарометра. Он устанавливает содержание углеводородных газов (имеющих боль шую теплопроводность по сравнению с воздухом) по различию теп лопроводности газовоздушной смеси, проходящей через рабочую камеру 5, и чистого воздуха, подаваемого в компенсационную каме ру 10. Чувствительные элементы (резисторы), помещенные в эти камеры, служат плечами моста постоянного тока и несколько нагре ваются током питания моста. С помощью реохорда 11 мост баланси рует при пропускании через обе камеры чистого воздуха. При нали чии в исследуемой смеси углеводородных газов, повышающих теплопроводность в рабочей камере, изменяется степень охлажде ния ее чувствительного элемента, а значит, и электрическое сопротивление последнего, т.е. равновесие мостика нарушается.
Связь величины тока, появляющегося при этом в измерительной диагонали места, с содержанием углеводородных газов смеси устанав ливают путем калибровки, продувая камеру 9 смесями известного со става. Регистрирующий прибор, включенный в диагональ моста, фик сирует суммарное содержание углеводородных газов на диаграммной ленте в функции истинных глубин, вычисляемых специальным бло ком станции, называемым запоминающим устройством.
Компонентный состав углеводородов определяют с помощью га зовой хроматографии. Основная часть хром атографа — р а з делительная хроматографическая колонка — трубка из нержа веющей стали, заполненная сорбентом — тонкоизмельченным по ристым вещ еством, например силикагелем. При пропускании анализируемой смеси через колонку метан практически не сор тируется и проходит вместе с воздухом, выступающим здесь в роли инертного для детектора хроматографа газоносителя. Остальные, лучше сорбирующиеся углеводородные газы проходят через колон ку с запаздыванием тем большим, чем выше номер предельного уг леводорода. Для ускорения процесса и улучшения разделения от дельных компонентов газа применяют способ хроматермографии: колонку нагревают по заданной программе, а после выделения пос
126
леднего компонента охлаждают. Таким образом, работа хроматог рафа дискретна. Длительность цикла бмин. Анализируемая смесь подается в трубку периодически с помощью кранов дозатора.
Объемы компонентов газа, выходящих из разделительной трубки, измеряют пламенно-ионизационным детектором. Он содержит водо родную керамическую горелку, сопло которой помещено между дву мя цилиндрическими электродами, поддерживаемыми под высоким напряжением. При прохождении через горелку чистого воздуха его ионизации в водородном пламени практически не происходит. Если в потоке воздуха имеются углеводороды, то появляется интенсивная ионизация и возникает ток между электродами. Преимущество тако го детектора — нечувствительность к наличию в анализируемой сме си водорода, обычно присутствующего в буровом растворе из-за кор розии бурильных труб. Непрерывно регистрируя ток на выходе де тектора, получают хроматограмму, представляющую собой кривую с рядом пиков, площади которых пропорциональны содержанию соот ветствующих компонентов газовой смеси. Для повышения произво дительности анализов в современных газометрических станциях пре дусмотрены электронные блоки, измеряющие непосредственно пло щади под пиками или регистрирующие их амплитуды. Значения амплитуд для шести компонентов (Сг—С6) фиксируют на диаграмм ной ленте дискретно с некоторым шагом по глубине.
Истинная глубина скважины, откуда вынесла информацию ана лизируемая порция бурового раствора, меньше глубины забоя в мо мент анализа на величину отставания ее по глубинам, т. е. на величи ну проходки за время движения бурового раствора от забоя до по верхности. Чтобы обеспечить регистрацию диаграмм газометрии в функции истинной глубины, сигнал от анализаторов задерживают с помощью линии задержки (запоминающие устройства) на величину отставания по глубинам. Эту величину вычисляют исходя из инфор мации о расходе бурового раствора и скорости бурения, получаемой с помощью специальных датчиков глубин и измерителя объема бу рового раствора, эвакуируемого из скважины. Эту же информацию используют для автоматического вычисления коэффициента раз бавления Е, равного объему бурового раствора, приходящегося на единицу объема выбуренной породы. Разделив результаты опреде ления газосодержания бурового раствора на этот коэффициент, учи тывают зависимость данных газометрии от режимов бурения и пе реходят к величине, пропорциональной приведенному газосодержанию, т.е. содержанию газов в единице объема разбуренной породы. Для определения этой величины необходимо учесть степень дегаза ции (коэффициент дегазации) дегазатора и некоторые другие харак теристики газометрической станции.
Результаты газометрии используют: а) для оперативного выде ления интервалов поглощения и притока, прогнозирования нефте газовых пластов непосредственно в процессе исследований с целью перевода бурения на режим, установленный для вскрытия продук тивных пластов (предварительная интерпретация, оперативное зак
127
лючение); б) для оценки характера насыщения коллекторов, выде ленных другими методами на этапе комплексной интерпретации всех
данных ГИС.
Появление поглощения или притока определяют по диаграммам расхода бурового раствора на выходе скважины QBbIXи дифферен циального расхода Qn, равного разности расходов на выходе и входе скважины. Рост QBUX и Qn говорит о притоке, а уменьшение QBbIXи Qn — о поглощении бурового раствора.
Прогнозирование продуктивных пластов до их вскрытия основано на обогащении углеводородами пород-покрышек, перекрывающих продуктивные пласты, причем поле легких углеводородов распрост раняется выше, чем поле тяжелых. При приближении к залежи газосодержание бурового раствора и доля тяжелых компонентов возрас тают, что можно обнаружить при высокочувствительном анализе.
Для определения продуктивных пластов на этапе предвари тельной интерпретации выделяют аномалии на диаграммах суммар ного газосодержания и приведенного газосодержания, которые при ближенно вычисляют с помощью станции путем введения поправ ки за значения коэффициентов разбавления и дегазации, но без уче та фонового газосодержания в буровом растворе, закачиваемом в скважину. Для каждого аномалийного интервала строят кривые компонентного состава газа и сравнивают их с эталонными кривы ми компонентного состава для типовых залеж ей данного района (рис. 70). Если фактическая и одна из эталонных кривых близки, то делают предварительный вывод о соответствующем насыщении пласта (водоносный, нефтеносный и т.п.). Далее средние приведен ные газопоказания для исследуемого аномалийного интервала срав
нивают с аналогичными величи
|
нами полученными для продук |
|
|
тивных пластов залеж ей, изу |
|
|
ченных ранее, залегающ их на |
|
* i |
близких глубинах. |
|
Окончательную интерпрета |
||
12 I$ |
||
цию результатов газометрии на |
||
этапе комплексной интерпрета |
||
•V» |
ции всех материалов ГИС осу |
|
|
ществляют следующим образом. |
|
|
Сопоставляя диаграммы при ве |
|
|
денных газопоказаний с данны |
|
|
ми других методов ГИС, на диаг |
|
|
рамме отмечают интервалы кол |
|
|
лекторов, выделяемых па комп |
|
|
лексу данных ГИС. Затем пере |
|
Рис 70. Эталонные кривы е компо |
ходят к определению характера |
|
насыщения тех интервалов кол |
||
нентного состава газа для Саратовс |
||
кого Поволжья (по Л М Чекалюку) |
лекторов, к которым приурочены |
|
Пласты, содержащие I — нефть, 2 — |
аномалии приведенных газосо- |
|
нефть и газ, 3 — газ |
держаний. Усредняя результаты |
128
компонентного анализа газа в интервале пласта-коллектора, строят усредненную кривую компонентного состава для каждого пласта. Вычисляют более точные значения приведенных газопоказаний, вно ся поправку в кривую газопоказаний за наличие фоновых газопока заний Гфв буровом растворе, закачиваемом в скважину, и за размыв аномалии при подъеме раствора на поверхность. Для этого из изме ренных суммарных показаний вычитают фоновые, а среднее значе ние разностных; величин против аномалии умножают на отношение мощности аномалии к мощности коллектора. Умножив далее полу ченную величину на коэффициенты дегазации и разбавления, нахо дят приведенные газопоказания Гпр.
Если кривая компонентного состава подобна кривой для газовых пластов, вычисляют газосодержание пласта (в %) по формуле Гсум= = 0,037Гпр zT/рщ,, где Т — пластовая температура, К; рпл — пласто вое давление, МПа; z — коэффициент сверхсжимаемости газа.
П олученная величина Гсум мож ет быть ниже истинного газосодержания пласта (равного кпкт) из-за явления опережающего проникновения фильтрата в пласт. Для оценки характера насыще ния пласта суммарное газосодержание Гсум сравнивают с его значе ниями для типичных водоносных и газоносных пластов. Если кри вые компонентного анализа близки к таковым для нефтеносных или нефтегазоносных пластов, вычисляют остаточное (после опережаю щего проникновения фильтрата) нефтегазосодержание пласта Гнгпо формуле Гнг=100 Гпр В/G , где В — коэффициент увеличения объема нефти в пластовых условиях; G — газовый фактор нефти.
Расчетную величину Гнг сравнивают с величинами, типичными для водоносных и нефтеносных пластов данного района. В большин стве районов нефтеносным пластам соответствуют значения Гнг бо лее 5%, для водоносных — менее 5%.
Люминесцентный анализ шлама
Определенную информацию о пройденных скважиной породах можно получить, отбирая и исследуя шлам, т. е. частицы разбуренной породы, выносимой раствором.
Отбирают шлам раздельно по габаритным фракциям с помощью автоматического шламоотборника. Отбор фракций различного раз мера (обычно до 3,3 — 5 и свыше 5 мм) позволяет повысить точность учета запаздывания шлама при вычислении истинной глубины пла ста, из которого выбурена порода.
Скорость подъема частицы шлама меньше скорости движения бурового раствора в затрубном пространстве на величину скорости седиментации:
где Кф— коэффициент, зависящий от формы частицы; d — диаметр шара, объем которого равен объему частицы; 8П, 8р— плотность час тицы шлама и бурового раствора.9
9 — Добрынин В М |
129 |
Зная расход бурового раствора и объем затрубного пространства скважины, вычисляют скорость подъема раствора и затем с учетом исед— скорость подъема частиц данного размера. Затем с учетом глу бины скважины и скорости бурения определяют отставание по глуби не — мощность интервала, пробуренного за время подъема шлама от забоя до поверхности, и, наконец, истинную глубину отбора шлама.
Отобранный шлам отмывают от глинистого раствора, высушива ют, описывают, проводят исследования карбонатности, пористости и осуществляют люминесцентный и битуминологический анализы.
По петрографическому описанию шлама с учетом результатов оценки карбонатности строят литологическую колонку. Открытую пористость по шламу определяют для интервалов коллекторов, вы деленных по данным ГИС. Люминесцентный и битуминологический анализы служат для уточнения характера насыщения пластов.
С помощью люминесцентного анализа обнаруживают битумы в шламе (или буровом растворе) по их люминесценции под действием ультрафиолетовых лучей. Для этого служит люминоскоп, входящий в комплект газометрических станций. Люминоскоп — это светонеп роницаемая камера, внутри которой находится источник ультрафи олетового излучения — кварцевая лампа. Свет лампы проходит че рез фильтр (стекло Вуда), непроницаемый для видимой части спек тра излучения и пропускающий лишь его ультрафиолетовую часть. Ультрафиолетом облучают исследуемый образец шлама (или жид кости) и визуально определяют интенсивность и цвет его свечения, форму люминесцентного пятна. Для повышения чувствительности анализа на очищенную поверхность шлама наносят каплю хлорофор ма и наблюдают свечение на месте нанесения капли.
При очень высоком содержании битумов наблюдается кон центрационное гашение люминесценции. При умеренно большом со держании битумов люминесценция проявляется в виде светящегося пятна, при среднем — в виде кольца, при малом — в виде отдельных точек. Цвет люминесценции зависит от состава битумоидов: желто голубоватый, исчезающий по мере испарения хлороформа, —для легких битумоидов; желтый, переходящий в коричневый при испа рении растворителя, — для тяжелых битумоидов с большим содер жанием смол и асфальтенов,
В некоторых породах люминесценция может быть связана не с битумами, а с урановыми и некоторыми другими минералами (на течные формы кальцита). Исключения этой помехи и повышения чувствительности анализа на битумы можно добиться, если экстра гировать битумы из шлама хлороформом или петролейным эфиром, а затем изучать люминесценцию и оптическую плотность получен ного экстракта. По цвету люминесценции экстракта судят о типе би тума, а по плотности экстракта, определяемой с помощью электро фотокалориметра, — о концентрации битумов в растворителе. Хло роформом экстрагируются все компоненты битумов (асфальтены, смолы, масла), а петролейным эфиром —смолы и масла. Учитывая массу экстрагированного образца шлама, объем использованного
130