в разрезебурящихся скважин и требования, предъявляемые к геолого-геохимическойаппаратуре
МуравьевП.П., Лугуманов М.Г. (ОАО НПФ «Геофизика»),
ШиловА.А. (ОАО «Башнефтегеофизика»), г. Уфа
ЛопуховВ.С. (ОАО «Татнефтегеофизика»), г. Бугульма
Всвязи с истощением запасов углеводородного сырья на разведанных крупныхнефтяных месторождениях возникла необходимость поисков и освоения всехпотенциально продуктивных нефтегазоносных пластов как в новых перспективных,так и в старых нефтеносных районах. Детальное изучение геологического строенияразреза невозможно без использования комплекса методов геолого-геохимических итехнологических исследований в процессе бурения. Выявление в разрезе бурящейсяскважины маломощных (1,5 – 2,5 м) нефтенасыщенных пластов, особенно при низкихпластовых давлениях, представляет собой довольно сложную задачу, решениекоторой невозможно без выполнения определенных требований к применяемойаппаратуре, методике проведения исследований и интерпретации получаемойинформации.
Основнымиметодами для выделения маломощных пластов в процессе бурения являются газовыйкаротаж и механический каротаж. Получение качественной информации по газовомукаротажу осложняется при мощности пластов менее 2,0 – 2,5 м и особенно принизком газовом факторе нефти ( 4000 м3/т)– для нефтяных месторождений Западной Сибири.
Таблица1
Общаяхарактеристика нефтеносных пластов№ п/п
Место-
рождение Возраст
Лито-
логия Глубина кровли пласта, м
Общая мощ-
ность пласта, м
Откры-
тая порис-
тость, %
Прони-
цае-
мость, мд
Газовый фактор нефти, м3/т
Пласто-
вое давле-
ние, МПа 1
Туймазин-
ское
Кизелов-
ский гор.
Карбо-
наты 1070-1075 70-75 7 513 12 10,5 2
Новоузыба-
шевское Пашийский гор.
Песча-
ники 2021-2030 2,0-2,4 18-19 996 34-48 20,4-22,3 3
Ромашкин-
ское
Яснополян-
ский гор. — ‘’ - 960-1170 1-10 19-26 320 11-12 9,5-10,7
Кыновско-
пашийский гор. — ‘’ - 1537-1570 33 12-26 500-600 45-75 17,5 4 Нурлатское
Бобриков-
ский гор. — ‘’ - 1215 2,4-10,7 23 305-492 11,8 13,1 Кыновский гор. — ‘’ - 1900 4-25 20-24 - 38,6 - 5 Усинское
Староос-
кольский гор. — ‘’ - 2919 210 11-13 12-124 65-106 33,2-37,3 6
Мегионское
(южная залежь)
Валанжин.
пласт БВ8 — ‘’ - 1708 20 22,5 174 95 16,8 7
Западно-
Сургутское
Готерив.
пласт БС1 — ‘’ - 2035 20 26,5 680 41 20,4-22,4 8
Варьеган-
ское
Валанжин.
пласт БВ8 — ‘’ - 2140 37,6-46 23 332 109-4300 20,9-37,3
Очевидно,что при наиболее неблагоприятных условиях вскрытия маломощных продуктивныхпластов особые требования должны предъявляться к чувствительностигазоаналитической аппаратуры (суммарный газоанализатор и хроматограф) идлительности цикла анализа хроматографа.
Дляобоснованного выбора необходимой чувствительности хроматографа сделанколичественный расчет поступающего из разбуренного нефтенасыщенного пластамощностью 2 м углеводородного газа при газовом факторе нефти 12 м3/т,пористости 20 %, диаметре скважины 215,9 мм, механической скорости бурения 1м/ч и расходе промывочной жидкости 40 л/с.
Газонасыщенностьпромывочной жидкости (q) при разбуривании продуктивного пласта определяется поформуле
/>, (1)
где:Кф – коэффициент опережающей фильтрации; Vп – объемвыбуренной породы, см3; Кп – коэффициент пористостигорных пород; Кн – коэффициент нефтенасыщенности пород пласта; G –газовый фактор нефти, м3/м3; Q – расход промывочнойжидкости, л/с; Vмех – механическая скорость бурения, м/ч; m –мощность пласта, м; qф – газонасыщенность поступающей в скважинупромывочной жидкости.
Принимаянаиболее благоприятный для газового каротажа вариант, т.е. Кф = 1 иКн = 1, получаем значение газонасыщенности 0,6 см3/л (безучета величины qф ). Данные условия довольно типичны припоисково-разведочном бурении в районах Татарии и Башкирии.
Пригазовом факторе нефти 50 м3/т и механической скорости бурения 40м/ч, что наиболее характерно для Западной Сибири, газонасыщенность промывочнойжидкости будет 97 см3/л.
Однакогазонасыщенность промывочной жидкости не остается постоянной и резкоуменьшается при выходе промывочной жидкости из затрубного пространства вжелобную систему и при движении жидкости по желобу. На рис. 1 приведены данныеэкспериментальных исследований, проведенные Снарским К.Н. по изучению изменениягазонасыщенности промывочной жидкости в процессе движения ее из скважины квиброситу. В процессе эксперимента производился отбор проб промывочной жидкостииз затрубного пространства до выхода ее на поверхность, на устье скважины и вжелобной системе на различных расстояниях от устья скважины (1, 2, 3 и 4 м).Отобранные пробы подвергались термовакуумной дегазации на термовакуумнойустановке, проводился раздельный анализ извлеченной газовой смеси нахроматографе ХГ-1Г, рассчитывались газонасыщенность промывочной жидкости qуглеводородными газами и концентрации метана, этана, пропана, бутана, пентана игексана.
/>
Рис.1. Изменение q и СН4 при движении промывочной жидкости«затрубное пространство-устье скважины-вибросито»:
q- газонасыщенность промывочной жидкости; СН4 — содержание метана
Изприведенных на рис. 1 графиков изменения q видно, что газонасыщенностьпромывочной жидкости в пробах, взятых на расстоянии 1 м от устья скважины, в 3– 3,5 раза ниже, а концентрация метана в 5 – 6 раз меньше, чем в пробах,отобранных из затрубного пространства, т.е. газонасыщенность промывочнойжидкости при движении ее через дегазатор будет составлять не расчетную величину0,6 см3/л, а 0,17 – 0,20 см3/л. Резкое снижениеконцентрации метана объясняется тем, что метан в промывочной жидкостинаходится, большей частью, в свободном состоянии и интенсивно выделяется ватмосферу при поступлении промывочной жидкости на поверхность.
Применяемыев настоящее время дегазаторы не позволяют достигать высокой степени дегазациипромывочной жидкости, и в зависимости от физико-химических свойств промывочнойжидкости, коэффициент дегазации наиболее широко применяемого поплавковогодегазатора колеблется в пределах 0,1 – 1 %, а для дегазатора с принудительнымдроблением потока жидкости – 1 – 10 %. В рабочих камерах дегазатора происходиттакже разбавление воздухом извлекаемой из промывочной жидкости газовой смеси.
Учитывая,что связь между суммарным коэффициентом дегазации, газонасыщенностью исуммарными газопоказаниями выражается отношением
q= Кд Гсум, (2)
где:q – газонасыщенность промывочной жидкости, см3/л; Кд –суммарный коэффициент дегазации; Гсум – суммарные газопоказания, %;получим значение Гсум в пределах от 0,210-3 до 110-4%.
Учитывая,что эти величины при регистрации Гсум должны выделяться какположительная аномалия на кривой фоновых значений, необходимо иметьчувствительность суммарного газоанализатора и хроматографа не ниже 110-4 — 110-5 %. Для условий Западной Сибири чувствительностьгазового хроматографа и суммарного газоанализатора должна быть не ниже 110-3%.
Дляисключения пропуска продуктивных маломощных нефтеносных пластов (2 – 3 м) привысокой механической скорости бурения (до 20 м/ч) газовый хроматограф долженобеспечивать экспресс-анализ газовоздушной смеси со временем цикла анализа 2 –3 мин, что позволит достаточно надежно охарактеризовать пласт по результатамдвух компонентных анализов ГВС. При механической скорости бурения 20 – 40 м/чвремя цикла анализа не должно превышать 2 мин, а при Vмех > 40м/ч время цикла анализа не должно быть более 60 с.
Всвязи с тем, что минимальным временем одного цикла анализа для современныхгазовых хроматографов, которое можно достичь без усложнения конструкциихроматографа, является цикл анализа 120 с, для исключения пропуска маломощныхпродуктивных пластов новые хроматографы «Рубин» оборудуются дополнительнымирезервными приемниками ГВС объемом от 1 до 2 дм3. Наличие резервныхприемников ГВС позволяет провести несколько дополнительных анализов ГВС,приуроченной к продуктивному пласту. Такие резервные приемники можноустанавливать и на хроматографы других конструкций.
Дляповышения информативности механического каротажа необходимо шаг квантования поглубине брать 0,2 – 0,25 м при скорости бурения до 20 м/ч и 0,5 м — прискорости бурения более 20 м/ч.
Всвязи с тем, что повышенные газопоказания могут быть обусловлены прохождениемглин с высокой пористостью, углистых сланцев или битуминозных пород, необходимоиз интервала повышенных значений Vсум обязательно отбирать пробышлама с проведением обязательного комплекса геологических исследований(макроскопия, карбонатометрия, ЛБА, определение плотности и пористости пород пошламу).
Примерывыделения маломощных нефтенасыщенных пластов по данным ГТИ на месторожденияхТатарии показаны на рис. 2 и 3.
/>
Рис.2. Пример выделения маломощных нефтенасыщенных пластов по данным ГТИ
/>
Рис.3. Пример выделения маломощных нефтенасыщенных пластов по данным ГТИ
Выявлениенефтенасыщенных пластов и пропластков в данных случаях стало возможнымблагодаря применению высокочувствительных суммарного газоанализатора,регистрирующего Гсум непрерывно в функции времени, и хроматографа свременем цикла анализа 120 с на шесть углеводородных компонентов.
Газовыйкаротаж дополнялся анализом проб шлама, отобранных через 0,5 м проходки в выделенныхпо Vмех, Гсум интервалах. Из выделенных интервалов былиотобраны пробы промывочной жидкости с последующей термовакуумной дегазацией ихи хроматографическим анализом извлеченной газовой смеси. Хроматографическийанализ газовых смесей подтвердил наличие в выделенных интервалахпластов-коллекторов, насыщенных нефтью.
Такимобразом, для выделения маломощных нефтенасыщенных пластов в разрезе скважиныпри проведении ГТИ необходимо соблюдать следующие условия:
Использоватьвысокочувствительный газовый хроматограф (110-4 % — при G 20м3/м3).
Длительностьодного цикла хроматографического анализа tц не должна превышать 1мин при Vмех > 30 м/ч и 2 мин при Vмех 1 мин и высокой Vмех необходимо применятьрезервный приемник ГВС.
Регистрироватьнепрерывно в функции времени Гсум с помощью суммарногогазоанализатора УВГ или газоанализатора CH4 высокой чувствительности(не ниже 110-3 %).
Дегазаторрасполагать возможно ближе к устью скважины, а при низком газовом факторе нефти(G
Проводитьдетальный механический каротаж и расходометрию с использованием для циркуляцииодной рабочей емкости.
Проводитьв интервалах повышенных газопоказаний отбор проб шлама через 0,5 м споследующим изучением и с применением обязательного комплекса исследований.
Список литературы
Дляподготовки данной работы были использованы материалы с сайта npf-geofizika.ru/