К оглавлению

Исследование пластов в скважинах на нефть, газ и воду до спуска обсадных колонн

П.А. ЛЕВШУНОВ

При окончании бурения скважины еще до спуска в нее обсадной колонны представляет большой практический интерес опробование всех пластов-коллекторов на содержание в них нефти, газа и воды. Для решения такой задачи во ВНИГНИ сконструированы глубинные пробоотборники, позволяющие отбирать флюиды из мягких осадочных пород. Конструкция пробоотборников, методика их применения и первые практические результаты приводятся ниже.

В камеру бокового стреляющего грунтоноса вместо бойка вставляется полый герметичный пробоотборник снарядообразной формы (рис. 1).

В момент выстрела инерционное тело прижимается к дну пробоотборника. При входе в породу пробоотборник резко теряет свою скорость, а инерционное тело, продолжая движение, срывает стопорный проводок и разбивает стеклянный колпачок. За счет пластового давления пробоотборник заполняется флюидом, содержащимся в пласте (газ, нефть, вода). Важно отметить, что открытие пробоотборника происходит только тогда, когда он полностью входит в породу и этим достигается изоляция внутреннего пространства пробоотборника от глинистого раствора, находящегося в скважине.

Для ускорения работ в скважину спускается гирлянда из 12 пробоотборников. Эту работу выполняет обычная электроперфораторная партия с оборудованием, применяемым при отборе грунтов баковыми стреляющими грунтоносами. Выбор интервалов (глубин) исследования пробоотборниками производится по электрокаротажным диаграммам.

Изучение отобранных флюидов осуществляется в лабораторных условиях. Анализ углеводородного газа производится хроматермографическим прибором [3], дающим возможность за 35 мин. определять в 5,0 см³ газа наличие газообразных и парообразных углеводородов от (метана до гексана включительно. Нефть и вода определяются визуально при вскрытии пробоотборника с дальнейшим переливанием жидкости из пробоотборника в специальные стеклянные стаканчики.

Емкость пробоотборника 15,0 см³; при применении обратного клапана она значительно больше.

Параллельно с отбором флюидов на тех же глубинах обычным способом отбираются образцы пород боковыми стреляющими грунтоносами. Образцы пород исследуются люминесцентно-битуминологическим методом на качественное и количественное содержание различных битумов [2].

Исследование газоносного пласта

По электрокаротажной диаграмме выбирается объект исследования (рис. 2).

Анализ битумных вытяжек, отобранных боковым грунтоносом, показал низкие концентрации битума в породе-коллекторе, что уже исключало наличие нефти.

При отборе флюида из пробоотборников и его анализе оказалось, что он представлен газом с очень высоким процентным содержанием метана. Нефти в пробоотборниках обнаружено не было, а с глубин 1620,5; 1625 и 1627 м была поднята пластовая вода (2-4 см³).

Весь пласт характеризуется высокими концентрациями метана, но на глубине 1616 м, т.е. как раз в центре пласта, наблюдается резкое снижение концентрации. При просмотре керна оказалось, что к этой глубине приурочен глинистый пропласток. С глубины 1627 м была поднята вода с растворенным в ней метаном в небольшой концентрации. В большинстве пробоотборников оказалась также и порода (песок).

Для детального опробования пласта потребовался час работы на скважине.

Исследование многопластового разреза

В скв. 105 (рис. 3) было опробовано 36 пластов малой мощности, для чего спускались три гирлянды пробоотборников. На эти исследования потребовалось около 4 час. работы на скважине.

На каждый пласт пришелся только один пробоотборник, что конечно вносило определенный элемент осредненности получаемых результатов. Из 36 пробоотборников только 25 отобрали пробы флюида. Таким образом, по 11 пластам результаты не получены по следующим причинам.

1. Не выстрелило шесть пробоотборников.

2. Разбиты о твердую породу (известняк) - два пробоотборника.

3. Обрыв тросика (пробоотборник ушел в породу) - один пробоотборник.

4. Пробоотборник сработал, но при его вскрытии на поверхности в нем не оказалось никакого флюида - один пробоотборник.

5. Неисправность - один пробоотборник.

Рассмотрим полученные результаты.

Ни в одном пробоотборнике нефти не сказалось; график битумонасыщенности образцов пород также подтверждает отсутствие нефти в исследованных пластах.

Отобранный углеводородный газ из всех пластов по своему составу оказался метановым, но количество его в различных пластах различно, и так как пока мы не можем попутно измерять значения пластовых давлений, то невозможно производить промышленную оценку газонасыщенности. Интерес представляют следующие особенности. Не всегда общее количество газа, отобранного из породы, обусловливает пропорциональное газосодержание по горючим, что объясняется, по всей вероятности, большим процентным содержанием негорючих газов в отдельных пробах (8, 20-21, 22 пробы и т.д.).

Относительно повышенным газосодержанием по метану обладают пласты 3, 4, 5, 10, 13, 17 и 32-33.

Отсутствие в разрезе хороших коллекторов и анализ содержимого пробоотборников позволяют сделать заключение об отсутствии в рассматриваемом разрезе пород с промышленной газонасыщенностью.

Исследование нефтегазоносного пласта

Исследование нефтегазоносного пласта пробоотборниками было проведено по нескольким скважинам; здесь приводятся результаты по одной из них.

По скв. 199 (рис. 4) распределение битума характеризуется тем, что в пределах газовой шапки его количественное содержание намного меньше, чем в нефтяной части пласта, причем если по данным нейтронного гамма-каротажа хорошо отбивается газовая шапка, то по данным битумного каротажа, наоборот, хорошо отбивается нефтяная часть пласта. По всему пласту было отобрано 12 проб (одна гирлянда) флюида. На графике показано распределение метана по пласту, где минимальные концентрации метана были определены в первой (кровля пласта) и двенадцатой (подошва пласта) пробах.

Из отдельных проб было взято свыше 100 см³ газа при емкости пробоотборника 15 см³, что объясняется применением в пробоотборниках обратного клапана, позволяющего поднимать газ на поверхность с частичным сохранением пластового давления.

Представляет интерес распределение тяжелых газообразных и парообразных углеводородов в нефтегазоносном пласте (см. таблицу).

В кровле пласта, в первых трех точках замера, кроме метана, имеются только небольшие количества этана, а с глубины 1502,5 м появляются газообразные и парообразные углеводороды от метана до гексана включительно, причем максимальные концентрации тяжелых углеводородов приурочены к нефтяной части пласта. При сопоставлении с графиком битумного каротажа мы видим, что закономерности распределения тяжелых углеводородов в нефтегазоносном пласте совпадают с закономерностями распределения в нем битума.

До глубины 1506,5 м пробы состояли из газа и песка; на глубине 1511,5 м также из газа и песка, но уже с запахом нефти; на глубинах 1517,9; 1522,2 и 1524 м из газа, 5-7 см³ нефти и песка; на глубинах 1532,4 и 1534 м из газа, воды и водоносного песка.

Схема интерпретации данных, получаемых при помощи пробоотборника, сводится к следующему.

При исследовании газоносного пласта пробоотборниками поднимается на поверхность углеводородный газ преимущественно метанового состава, нефть и вода отсутствуют, но возможно наличие песка. Концентрации битума (жидкого или твердого) в образцах пород, отбираемых боковыми стреляющими грунтоносами, равны или ниже, чем в непродуктивных породах.

При исследовании нефтеносного пласта пробоотборниками поднимаются на поверхность нефть и газ, причем углеводородный газ имеет в своем составе повышенные концентрации тяжелых углеводородов; возможно наличие песка. Концентрации битума в образцах пород, отбираемых боковыми стреляющими грунтоносами, резко завышены относительно пород, окружающих нефтяную часть пласта.

При исследовании газоносной части пласта (газовой шапки) пробоотборниками поднимается на поверхность углеводородный газ преимущественно метанового состава с небольшими концентрациями тяжелых углеводородов; возможно наличие песка. Концентрации битума в образцах пород, отбираемых боковыми стреляющими грунтоносами, равны или немного превышают таковые непродуктивных пород, окружающих пласт.

При исследовании водоносной части нефтегазоносного пласта пробоотборниками поднимается на поверхность вода с повышенным количеством водоносного песка и небольшими концентрациями углеводородного газа. Концентрации битума в породах, отбираемых боковыми стреляющими грунтоносами, примерно равны концентрациям битума в непродуктивных породах.

В результате применения пробоотборников для исследования приведенных выше скважин удалось установить характер флюидов, насыщающих исследуемый пласт, некоторые закономерности распределения их в пласте, т. е. опробовать пласты на нефть, газ и воду до спуска обсадной колонны в скважину. При разработке соответствующих конструкций пробоотборников представится возможным исследовать и твердые породы, а также отбирать флюид с сохранением пластового давления и с последующим его замером на дневной поверхности. В этом случае от опробования можно будет перейти к промышленному испытанию на нефть и газ всех пластов-коллекторов в разрезе скважины до спуска в нее обсадной колонны параллельно и в комплексе с электрокаротажными исследованиями.

Как известно, проникновение глинистого раствора (его фильтрата) оттесняет нефть, газ и воду в глубь пласта и тем самым в значительной степени искажает параметры, замеряемые геофизическими методами, в том числе и основным из них - методом электрического каротажа. Так как максимальная глубина вхождения пробоотборника в породу равна всего 8,0 см, то, казалось бы, это должно исключить разработку методики исследования скважин глубинными пробоотборниками, ибо во многих случаях глубина проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт значительно превышает указанную величину. Но от стенок скважины в глубь пласта оттесняется далеко не весь флюид; значительная его часть остается на месте, перемешиваясь с фильтратом глинистого раствора. Доказательством этого служит то, что отбираемые боковыми стреляющими грунтоносами образцы пород из нефтяных пластов всегда бывают нефтенасыщены независимо от времени разрыва между вскрытием пласта долотом и отбором из него образцов пород.

Проведенные исследования 17 скважин нами и более 20 скважин опытной партией треста Краснодарнефтегеофизика показали полное соответствие данных пробоотборников с данными испытаниями пластов перфорацией.

В доказательство этого положения мы приведем сопоставление данных пробоотборников с данными испытания пласта перфорацией по нефтегазоносному пласту (рис. 5). После спуска колонны в скважину и ее перфорации на глубине залегания нефтеносной части пласта были раздельно отобраны попутный нефтяной газ и нефть.

Из отобранной нефти был выделен растворенный в ней углеводородный газ, включающий всю гамму газообразных и парообразных углеводородов от метана до гексана включительно.

До спуска обсадной колонны в скважину пласт исследовался пробоотборниками, поднявшими на поверхность по 3,0-5,0 см³ нефти вместе с углеводородным газом. В результате последующего испытания пласта перфорацией колонны также были получены нефть и газ, т. е. имеется полное совпадение результатов. Необходимо отметить хорошую повторность исследований пробоотборниками, так как две хроматермограммы, полученные в результате исследований образцов, как количественно, так и качественно одинаково отражают состав углеводородного газа.

Нужно заметить, что хроматермограммы углеводородного газа, отобранного пробоотборниками, являются суммарными, т. е. по отдельности каждая они отражают суммарный эффект от смешения свободного газа с растворенным в нефти с той только разницей, что тяжелые углеводороды количественно определяются меньшими концентрациями. При открытии пробоотборника в пласте за счет пластового давления (в пробоотборнике давление равно одной атмосфере) флюид движется в пробоотборник, причем как самый подвижной из флюидов в первую очередь движется метан и затем как наименее подвижны - его гомологи, чем и объясняется их количественные несоответствия с предыдущими измерениями.

В приведенном виде методика исследований скважин пробоотборниками может быть рекомендована всем организациям, ведущим бурение разведочных скважин на нефть и газ, для исследования терригенных пород.

ЛИТЕРАТУРА

1. Левшунов П.А. Фонды ВНИГНИ. Отчеты по тематическим работам за 1954-1956 гг.

2. Флоровская В.Н. Люминесцентно-битуминологический метод изучения и поисков нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1954.

3. Туркельтауб Н.М. Хроматермографический метод анализа. Журнал физической химии, № 12, 1953.

4. IV Международный нефтяной конгресс, т. II. Геофизические методы разведки. Гостоптехиздат, 1956.

ВНИГНИ

Таблица

Глубина, м	Газопоказания, ма (относительно 100 см^3 газа)					Флюид, насыщающий пласт
	С2Н6	C3H8	С4H10	C5H12	C6H14
1477,5	20					Газ
1479,0	75	-	-	-	-
1488,5	100	-	-	-	-
1502,5	100	12	24	24	18
1503,8	140	9	31	25	23
1517,9	583	33	133	84	65	Нефть
1522,2	700	86	300	230	157
1524,0	560	24	140	120	80
1534,0	100	-	80	89	80	Вода

Рис. 1. Пластовый пробоотборник.

1- головка; 2-корпус; 3-инерционное тело; 4-обратный клапан; 5-стопор; 6 - прокладка; 7-стержень; 8-кольцо; 9-прокладка; 10-трубка; 11 - колпачок.

Рис. 2. Скв. 5.

1 - газ.

Рис. 3. Скв. 105.

1 - исследованные интервалы.

Рис. 4. Скв. 199.

1 - газ; 2-нефть.

Рис. 5. Скв. 122.

1 - газ; 2- нефть.