Статья: Особенности проведения геолого-технологических исследований при выделении маломощных нефтенасыщенных пластов

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.

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 V_сум 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 Г_сум 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 V_мех , Г_сум 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 t_ц не должна превышать 1 мин при V_мех > 30 м/ч и 2 мин при V_мех < 30 м/ч. При t_ц > 1 мин и высокой V_мех необходимо применять резервный приемник ГВС.

Регистрировать непрерывно в функции времени Г_сум 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 (V_мех < 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.