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

№ 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 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: Кф – коэффициент опережающей фильтрации; Vп – объем выбуренной породы, см3; Кп – коэффициент пористости горных пород; Кн – коэффициент нефтенасыщенности пород пласта; G – газовый фактор нефти, м3/м3; Q – расход промывочной жидкости, л/с; Vмех – механическая скорость бурения, м/ч; m – мощность пласта, м; qф – газонасыщенность поступающей в скважину промывочной жидкости.

Принимая наиболее благоприятный для газового каротажа вариант, т.е. Кф = 1 и Кн = 1, получаем значение газонасыщенности 0,6 см3/л (без учета величины qф ). 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 = Кд Гсум , (2)

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

Учитывая, что эти величины при регистрации Гсум 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 Vмех > 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.

В связи с тем, что повышенные газопоказания могут быть обусловлены прохождением глин с высокой пористостью, углистых сланцев или битуминозных пород, необходимо из интервала повышенных значений Vсум обязательно отбирать пробы шлама с проведением обязательного комплекса геологических исследований (макроскопия, карбонатометрия, ЛБА, определение плотности и пористости пород по шламу).

Примеры выделения маломощных нефтенасыщенных пластов по данным ГТИ на месторождениях Татарии 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

Выявление нефтенасыщенных пластов и пропластков в данных случаях стало возможным благодаря применению высокочувствительных суммарного газоанализатора, регистрирующего Гсум непрерывно в функции времени, и хроматографа с временем цикла анализа 120 с на шесть углеводородных компонентов.

Газовый каротаж дополнялся анализом проб шлама, отобранных через 0,5 м проходки в выделенных по Vмех, Гсум интервалах. Из выделенных интервалов были отобраны пробы промывочной жидкости с последующей термовакуумной дегазацией их и хроматографическим анализом извлеченной газовой смеси. Хроматографический анализ газовых смесей подтвердил наличие в выделенных интервалах пластов-коллекторов, насыщенных нефтью.

Таким образом, для выделения маломощных нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины при проведении ГТИ необходимо соблюдать следующие условия:

Использовать высокочувствительный газовый хроматограф (110-4 % - при G < 20 м3/м3 и 1 10-3 % при G > 20 м3/м3).

Длительность одного цикла хроматографического анализа tц не должна превышать 1 мин при Vмех > 30 м/ч и 2 мин при Vмех < 30 м/ч. При tц > 1 мин и высокой Vмех необходимо применять резервный приемник ГВС.

Регистрировать непрерывно в функции времени Гсум с помощью суммарного газоанализатора УВГ или газоанализатора CH4 высокой чувствительности (не ниже 110-3 %).

Дегазатор располагать возможно ближе к устью скважины, а при низком газовом факторе нефти (G < 20 м3/м3) и низкой механической скорости бурения (Vмех < 10 м/ч) использовать дегазатор с принудительным дроблением потока, отбирать из интервалов повышенных газопоказаний не менее 3 проб промывочной жидкости.

Проводить детальный механический каротаж и расходометрию с использованием для циркуляции одной рабочей емкости.

Проводить в интервалах повышенных газопоказаний отбор проб шлама через 0,5 м с последующим изучением и с применением обязательного комплекса исследований.