книги / Геофизические исследования скважин

переменный 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

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

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

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