Особливості проведення геолого-технологічних
досліджень при виділенні малопотужних нефтенасищенних пластів у розрізі
буря свердловин і вимоги, пропоновані до геолого-геохімічної
апаратурі
Муравйов
П.П., Лугуманов М.Г. (ВАТ НПФ «Геофізика »),
Шилов
А.А. (ВАТ «Башнефтегеофізіка»), м. Уфа
Лопухов
В.С. (ВАТ «Татнефтегеофізіка»), м. Бугульма
В
зв'язку з виснаженням запасів вуглеводневої сировини на розвіданих великих
нафтових родовищах виникла необхідність пошуків і освоєння всіх
потенційно продуктивних нафтогазоносних пластів як в нових перспективних,
так і в старих нафтоносних районах. Детальне вивчення геологічної будови
розрізу неможливе без використання комплексу методів геолого-геохімічних і
технологічних досліджень в процесі буріння. Виявлення в розрізі буря
свердловини малопотужних (1,5 - 2,5 м) нефтенасищенних пластів, особливо при низьких
пластових тисках, являє собою досить складне завдання, рішення
якої неможливе без виконання певних вимог до застосовуваної
апаратурі, методикою проведення досліджень та інтерпретації одержуваної
інформації.
Основними
методами для виділення малопотужних пластів у процесі буріння є газовий
каротаж та механічний каротаж. Отримання якісної інформації з газового
каротажу ускладнюється при потужності пластів менше 2,0 - 2,5 м і особливо при
низькому газовому факторі нафти (<20 м3/т). З наведеної в табл.
1 короткої характеристики деяких нафтових родовищ Волго-Уральської,
Тимано-Печорської та Західно-Сибірської нафтогазоносних провінцій видно, що
найбільш низький газовий фактор нафти (до 11 м3/т) характерний для
нафтових родовищ Татарстану і Башкирії, а найбільш високий (> 4000 м3/т)
- Для нафтових родовищ Західного Сибіру.
Таблиця
1
Загальна
характеристика нафтоносних пластів
№ п/п
Місце-
народження
Вік
літо-
логія
Глибина покрівлі пласта, м
Загальна мощ-
ність пласта, м
Відкрито-
тая поріс-
тости,%
Проні-
цае-
тість, мд
Газовий фактор нафти, м3/т
Пласт-
ше тиском-
ня, МПа
1
Туймазін-
ське
Кізел-
ський гір.
Карбо-
Нати
1070-1075
70-75
7
513
12
10,5
2
Новоузиба-
Шевській
Пашійскій гір.
Песча-
ники
2021-2030
2,0-2,4
18-19
996
34-48
20,4-22,3
3
Ромашкіна-
ське
Яснополян-
ський гір.
-''-
960-1170
1-10
19-26
320
11-12
9,5-10,7
Киновско-
пашійскій гір.
-''-
1537-1570
33
12-26
500-600
45-75
17,5
4
Нурлатський
Бобриков-
ський гір.
-''-
1215
2,4-10,7
23
305-492
11,8
13,1
Киновскій гір.
-''-
1900
4-25
20-24
-
38,6
-
5
Усинську
Староос-
Кольський гір.
-''-
2919
210
11-13
12-124
65-106
33,2-37,3
6
Мегіонское
(південна поклад)
Валанжін.
пласт БВ8
-''-
1708
20
22,5
174
95
16,8
7
Західно-
Сургутської
Готерів.
пласт БС1
-''-
2035
20
26,5
680
41
20,4-22,4
8
Варьеган-
ське
Валанжін.
пласт БВ8
-''-
2140
37,6-46
23
332
109-4300
20,9-37,3
Очевидно,
що при найбільш несприятливих умовах розтину малопотужних продуктивних
пластів особливі вимоги повинні пред'являтися до чутливості
газоаналітичної апаратури (сумарний газоаналізатор і хроматограф) і
тривалості циклу аналізу хроматографа.
Для
обгрунтованого вибору необхідної чутливості хроматографа зроблений
кількісний розрахунок надходить з разбуренного нефтенасищенного пласта
потужністю 2 м вуглеводневого газу при газовому факторі нафти 12 м3/т,
пористості 20%, діаметрі свердловини 215,9 мм, механічної швидкості буріння 1
м/год і витраті промивної рідини 40 л/с.
газонасиченості
промивної рідини (q) при розбурювання продуктивного пласта визначається за
формулою
, (1)
де:
Кф - коефіцієнт випереджає фільтрації; Vп - обсяг
вибуреного породи, см3; Кп - коефіцієнт пористості
гірських порід; Кн - коефіцієнт нефтенасищенності порід пласта; G --
газовий фактор нафти, м3/м3; Q - витрата промивної
рідини, л/с; Vмех - механічна швидкість буріння, м/ч; m --
потужність пласта, м; qф - газонасиченості що надходить в свердловину
промивної рідини.
Беручи
найбільш сприятливий для газового каротажу варіант, тобто Кф = 1 і
Кн = 1, отримуємо значення газонасиченості 0,6 см3/л (без
урахування розміру qф). Дані умови досить типові при
пошуково-розвідувального буріння в районах Татарстану і Башкирії.
При
газовому факторі нафти 50 м3/т і механічної швидкості буріння 40
м/год, що найбільш характерно для Західного Сибіру, газонасиченості промивної
рідини буде 97 см3/л.
Однак
газонасиченості промивної рідини не залишається постійною і різко
зменшується при виході промивної рідини з затрубний простору в
желобную систему і при русі рідини по жолобу. На рис. 1 наведені дані
експериментальних досліджень, проведені Снарський К.Н. з вивчення зміни
газонасиченості промивної рідини в процесі руху її зі свердловини до
вібросито. У процесі експерименту проводився відбір проб промивної рідини
з затрубний простору до виходу її на поверхню, на гирлі свердловини і в
желобной системі на різних відстанях від гирла свердловини (1, 2, 3 і 4 м).
Відібрані проби піддавалися термовакуумной дегазації на термовакуумной
установки, проводився роздільний аналіз витягнутою газової суміші на
хроматограф ХГ-1М, розраховувалися газонасиченості промивної рідини q
вуглеводневим газами і концентрації метану, етану, пропану, бутану, пентану і
гексану.
Рис.
1. Зміна q і СН4 при русі промивної рідини
"затрубний простір-гирлі свердловини-вібросито":
q
- Газонасиченості промивної рідини; СН4 - вміст метану
З наведених на рис. 1 графіків зміни q
видно, що газонасиченості промивної рідини в пробах, узятих на відстані
1 м від гирла свердловини, в 3 - 3,5 рази нижче, а концентрація метану у 5 - 6 разів
менше, ніж у пробах, відібраних з затрубний простору, тобто
газонасиченості промивної рідини при русі її через дегазатор буде
становити не розрахункову величину 0,6 см3/л, а 0,17 - 0,20 см3/л.
Різке зниження концентрації метану пояснюється тим, що метан у промивної
рідини знаходиться, переважно, у вільному стані і інтенсивно
виділяється в атмосферу під час вступу промивної рідини на поверхню.
Застосовувані
в даний час Дегазатори не дозволяють досягати високого ступеня дегазації
промивної рідини, і в залежності від фізико-хімічних властивостей промивної
рідини, коефіцієнт дегазації найбільш широко вживаного поплавкового
дегазатор коливається в межах 0,1 - 1%, а для дегазатор з примусовим дробленням
потоку рідини - 1 - 10%. У робочих камерах дегазатор відбувається також
розбавлення повітрям що витягується з промивної рідини газової суміші.
огляду на те,
що зв'язок між сумарним коефіцієнтом дегазації, газонасиченості і
сумарними газопоказаніямі виражається ставленням
q
= Кд Гсум, (2)
де:
q - газонасиченості промивної рідини, см3/л; Кд --
сумарний коефіцієнт дегазації; Гсум - сумарні газопоказанія,%;
отримаємо значення Гсум в межах від 0,2
