6190-1 (Особенности проведения геолого-технологических исследований при выделении маломощных нефтенасыщенных пластов)

Особенности проведения геолого-технологических исследований при выделении маломощных нефтенасыщенных пластов в разрезе бурящихся скважин и требования, предъявляемые к геолого-геохимической аппаратуре

Муравьев П.П., Лугуманов М.Г. (ОАО НПФ «Геофизика»),

Шилов А.А. (ОАО «Башнефтегеофизика»), г. Уфа

Лопухов В.С. (ОАО «Татнефтегеофизика»), г. Бугульма

В связи с истощением запасов углеводородного сырья на разведанных крупных нефтяных месторождениях возникла необходимость поисков и освоения всех потенциально продуктивных нефтегазоносных пластов как в новых перспективных, так и в старых нефтеносных районах. Детальное изучение геологического строения разреза невозможно без использования комплекса методов геолого-геохимических и технологических исследований в процессе бурения. Выявление в разрезе бурящейся скважины маломощных (1,5 – 2,5 м) нефтенасыщенных пластов, особенно при низких пластовых давлениях, представляет собой довольно сложную задачу, решение которой невозможно без выполнения определенных требований к применяемой аппаратуре, методике проведения исследований и интерпретации получаемой информации.

Основными методами для выделения маломощных пластов в процессе бурения являются газовый каротаж и механический каротаж. Получение качественной информации по газовому каротажу осложняется при мощности пластов менее 2,0 – 2,5 м и особенно при низком газовом факторе нефти (< 20 м³/т). Из приведенной в табл. 1 краткой характеристики некоторых нефтяных месторождений Волго-Уральской, Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций видно, что наиболее низкий газовый фактор нефти (до 11 м³/т) характерен для нефтяных месторождений Татарии и Башкирии, а наиболее высокий (> 4000 м³/т) – для нефтяных месторождений Западной Сибири.

Таблица 1

Общая характеристика нефтеносных пластов

Очевидно, что при наиболее неблагоприятных условиях вскрытия маломощных продуктивных пластов особые требования должны предъявляться к чувствительности газоаналитической аппаратуры (суммарный газоанализатор и хроматограф) и длительности цикла анализа хроматографа.

Для обоснованного выбора необходимой чувствительности хроматографа сделан количественный расчет поступающего из разбуренного нефтенасыщенного пласта мощностью 2 м углеводородного газа при газовом факторе нефти 12 м³/т, пористости 20 %, диаметре скважины 215,9 мм, механической скорости бурения 1 м/ч и расходе промывочной жидкости 40 л/с.

Газонасыщенность промывочной жидкости (q) при разбуривании продуктивного пласта определяется по формуле

, (1)

где: К_ф – коэффициент опережающей фильтрации; V_п – объем выбуренной породы, см³; К_п – коэффициент пористости горных пород; К_н – коэффициент нефтенасыщенности пород пласта; G – газовый фактор нефти, м³/м³; Q – расход промывочной жидкости, л/с; V_мех – механическая скорость бурения, м/ч; m – мощность пласта, м; q_ф – газонасыщенность поступающей в скважину промывочной жидкости.

Принимая наиболее благоприятный для газового каротажа вариант, т.е. К_ф = 1 и К_н = 1, получаем значение газонасыщенности 0,6 см³/л (без учета величины q_ф ). Данные условия довольно типичны при поисково-разведочном бурении в районах Татарии и Башкирии.

При газовом факторе нефти 50 м³/т и механической скорости бурения 40 м/ч, что наиболее характерно для Западной Сибири, газонасыщенность промывочной жидкости будет 97 см³/л.

Однако газонасыщенность промывочной жидкости не остается постоянной и резко уменьшается при выходе промывочной жидкости из затрубного пространства в желобную систему и при движении жидкости по желобу. На рис. 1 приведены данные экспериментальных исследований, проведенные Снарским К.Н. по изучению изменения газонасыщенности промывочной жидкости в процессе движения ее из скважины к виброситу. В процессе эксперимента производился отбор проб промывочной жидкости из затрубного пространства до выхода ее на поверхность, на устье скважины и в желобной системе на различных расстояниях от устья скважины (1, 2, 3 и 4 м). Отобранные пробы подвергались термовакуумной дегазации на термовакуумной установке, проводился раздельный анализ извлеченной газовой смеси на хроматографе ХГ-1Г, рассчитывались газонасыщенность промывочной жидкости q углеводородными газами и концентрации метана, этана, пропана, бутана, пентана и гексана.

Рис. 1. Изменение q и СН₄ при движении промывочной жидкости "затрубное пространство-устье скважины-вибросито":

q - газонасыщенность промывочной жидкости; СН₄ - содержание метана

Из приведенных на рис. 1 графиков изменения q видно, что газонасыщенность промывочной 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 промывочной жидкости при движении ее через дегазатор будет составлять не расчетную величину 0,6 см³/л, а 0,17 – 0,20 см³/л. Резкое снижение концентрации метана объясняется тем, что метан в промывочной жидкости находится, большей частью, в свободном состоянии и интенсивно выделяется в атмосферу при поступлении промывочной жидкости на поверхность.

Применяемые в настоящее время дегазаторы не позволяют достигать высокой степени дегазации промывочной жидкости, и в зависимости от физико-химических свойств промывочной жидкости, коэффициент дегазации наиболее широко применяемого поплавкового дегазатора колеблется в пределах 0,1 – 1 %, а для дегазатора с принудительным дроблением потока жидкости – 1 – 10 %. В рабочих камерах дегазатора происходит также разбавление воздухом извлекаемой из промывочной жидкости газовой смеси.

Учитывая, что связь между суммарным коэффициентом дегазации, газонасыщенностью и суммарными газопоказаниями выражается отношением

q = К_д Г_сум , (2)

где: q – газонасыщенность промывочной жидкости, см³/л; К_д – суммарный коэффициент дегазации; Г_сум – суммарные газопоказания, %; получим значение Г_сум в пределах от 0,210^-3 до 110^-4 %.

Учитывая, что эти величины при регистрации Г_сум должны выделяться как положительная аномалия на кривой фоновых значений, необходимо иметь чувствительность суммарного газоанализатора и хроматографа не ниже 110^-4 - 110^-5 %. Для условий Западной Сибири чувствительность газового хроматографа и суммарного газоанализатора должна быть не ниже 110^-3 %.

Для исключения пропуска продуктивных маломощных нефтеносных пластов (2 – 3 м) при высокой механической скорости бурения (до 20 м/ч) газовый хроматограф должен обеспечивать экспресс-анализ газовоздушной смеси со временем цикла анализа 2 – 3 мин, что позволит достаточно надежно охарактеризовать пласт по результатам двух компонентных анализов ГВС. При механической скорости бурения 20 – 40 м/ч время цикла анализа не должно превышать 2 мин, а при V_мех > 40 м/ч время цикла анализа не должно быть более 60 с.

В связи с тем, что минимальным временем одного цикла анализа для современных газовых хроматографов, которое можно достичь без усложнения конструкции хроматографа, является цикл анализа 120 с, для исключения пропуска маломощных продуктивных пластов новые хроматографы «Рубин» оборудуются дополнительными резервными приемниками ГВС объемом от 1 до 2 дм³. Наличие резервных приемников ГВС позволяет провести несколько дополнительных анализов ГВС, приуроченной к продуктивному пласту. Такие резервные приемники можно устанавливать и на хроматографы других конструкций.

Для повышения информативности механического каротажа необходимо шаг квантования по глубине брать 0,2 – 0,25 м при скорости бурения до 20 м/ч и 0,5 м - при скорости бурения более 20 м/ч.