Газометрия скважин и ее поисковое значение
Б.П. ЯСЕНЕВ
За последние годы во ВНИГНИ проведены работы по выявлению генетической связи между газоотдающим источником (нефтяные и газовые залежи) и содержанием углеводородных газов в покрывающих залежь отложениях. Эти исследования проводились в платформенных и геосинклинальных областях путем изучения газонасыщенности углеводородными газами пород, покрывающих нефтяные и газовые залежи. Исследования заключались в отборе керна и шлама из роторных и специально бурившихся структурных скважин на заведомо нефтегазоносных площадях и на площадях, где скважины показали отсутствие залежей в недрах. Отобранный из скважин керн герметизировался тотчас по извлечении из колонковой трубы. В лаборатории из керна десорбировался газ при нагреве до 60-70°. Если исследовался шлам, то перед загрузкой в стаканы его промывали проточной водой и затем десорбировали из него газ тем же способом. Таким образом, из керна извлекалась сохранившаяся часть сорбированного и свободного газа. После десорбции газ анализировался на хроматографических микроанализаторах с раздельным определением легких и тяжелых углеводородов. Исследования были проведены в Куйбышевской области на Восточно-Черновском и Мухановском месторождениях В.А. Лобовым. В Саратовской области на. Песчано-Уметском нефтяном месторождении и на Ивановском поднятии, где не были открыты залежи, исследования проведены Е.М. Геллером.
На Северо-Ставропольском газовом месторождении и на Ильском нефтяном месторождении в Краснодарском крае работы проведены В.С. Котовым.
Основной задачей проведенных исследований являлось установление связи между аномалийными газовыми эффектами на поверхности, а также в покрывающих отложениях с залежами нефти и газа на глубине. Эту связь можно было бы считать установленной, если бы удалось проследить миграцию углеводородов от нефтяной или газовой залежи.
Керн отбирался для анализов из скважин, расположенных как в контуре нефтеносности, так и на непродуктивных площадях.
Во всех районах результаты проведенных исследований дали сходные результаты. Выяснилось, что концентрации углеводородного газа, извлеченного из керна, взятого над залежью, значительно превышают концентрации газов, содержащихся в кернах, отобранных за контурами нефтеносности и газоносности.
На Северо-Ставропольском газовом месторождении пробурены были две скважины: скв. 4 и 5, из которых скв. 4 заложена в контуре газоносности, а скв. 5 за его пределами. Обе скважины вскрыли одни и те же отложения сарматского яруса, карагана, чокрака и майкопской свиты. Различие в газосодержании керна контурной и законтурной скважин отмечалось по всем свитам, пройденным скважинами.
В табл. 1 приводятся средние данные газосодержания в этих скважинах, подсчитанные для всех пройденных свит.
Среднее суммарное содержание углеводородных газов, подсчитанное для всего разреза, в контурной скв. 4 составило 2,03 см3/кг, в законтурной скв. 5 - 0,43 см3/кг, т. е. газосодержание в контурной скважине почти в 10 раз выше, чем в законтурной.
Аналогичные исследования на Северном Кавказе были проведены на Старо-Ильском нефтяном месторождении, где были пробурены четыре структурные скважины с отбором керна и последующей десорбцией из него газа. Наиболее показательны результаты по скв. 2 и 3, вскрывшим один и тот же разрез и отличающимся друг от друга лишь тем, что скв. 2 находится в контуре нефтеносности майкопского нефтяного горизонта, а скв. 3 в приконтурной зоне над водонефтяным контактом. На схематичном геологическом разрезе через Старо-Ильское месторождение нефти хорошо видно отличие в кривых газосодержания керна контурной скв. 2 и приконтурной скв. 3.
В результате исследований, проведенных на Северном Кавказе, выяснено, что качественный состав углеводородов над нефтяной залежью резко отличается от состава углеводородов в породах, залегающих над газовой залежью (см. табл. 2).
Сопоставление качественного состава сорбированных углеводородов над Старо-Ильским нефтяным месторождением и Северо-Ставропольским газовым месторождением показывает, что в первом случае преобладают тяжелые углеводороды, во втором - метан.
Из приведенных данных видно, что над газовой залежью в породах газ в основном метановый, тогда как над нефтяной залежью преобладают тяжелые углеводороды.
В Куйбышевской области исследования были проведены на Мухановском нефтяном месторождении в скв. 68, 67, находящихся в контуре нефтеносности и расположенных в сводовой части поднятия, а также в скв. 189 на южном погружении структуры, за контуром нефтеносности по перми и угленосному горизонту. Скв. 68 имеет глубину 2950 м, скв. 67- 2109 м и скв. 189- 1900 м. Почти по всему пройденному разрезу была отмечена значительная разница по содержанию газа в контурных скв. 67 и 68 по сравнению с законтурной скв. 189.
Средние показания по сумме горючих для контурных скважин превышают показания законтурной скважины, что видно из данных табл. 3.
Приведенные цифры свидетельствуют о различных концентрациях газа, содержащегося в породах над нефтяной залежью и за ее пределами.
На Восточно-Черновской площади геохимические исследования проводились на специально пробуренных для этой цели трех скважинах, проведенных до верхов калиновской свиты, с забоями: скв. 1 -462 м, скв. 2 - 457 м, скв. 3 - 506 м. Скв. 1 расположена на северном погружении структуры в 1400 м от контура нефтеносности по кунгурской залежи, скв. 2 и 3 - в пределах контура нефтеносности, причем скв. 2 ближе к приконтурной ее части. В гидрохимической свите, непосредственно залегающей над калиновской свитой, концентрации углеводородных газов в контурных скв. 2 и 3 значительно выше, чем в скв. 1, расположенной далеко за контуром нефтеносности.
В вышележащих свитах концентрации углеводородных газов резко снижаются и находятся примерно в пределах чувствительности аналитической аппаратуры и только в неогене вновь становятся заметными, повторяя ту же закономерность (табл. 4).
Таким образом, и в Куйбышевской области в толще горных пород над залежью наблюдается зона повышенного содержания сорбированных углеводородных газов. Закономерного роста газосодержания с глубиной не наблюдается, так как характер распределения углеводородных газов зависит в первую очередь от «газовой емкости» пород.
В Саратовском Поволжье, на Песчано-Уметском нефтяном месторождении, были пробурены три скважины, две из которых (скв. 3 и 4) были заложены в контуре нефтеносности и одна (скв. 5) в законтурной части месторождения. Кроме того, две скважины были пробурены на «пустой» Ивановской структуре. Во всех скважинах изучался газ, сорбированный породой, а также газ, извлеченный из глинистого раствора. Скважинами пройдены меловые и юрские отложения с вскрытием поверхности палеозоя.
В табл. 5 приведены сравнительные данные по газосодержанию в керне скважин, расположенных на Ивановском поднятии и на Песчано-Уметском месторождении нефти.
Из приведенной таблицы видно, что газосодержание в керне над залежью Песчано-Уметского месторождения выше, чем в керне Ивановского поднятия, в 12-13 раз по метану и в 6-7 раз по тяжелым углеводородам. Керн законтурной скв. 5 Песчано- Уметекого месторождения также дает показания ниже, чем керн из контурных скв. 3 и 4, хотя в этом случае разница в показаниях и не столь значительна, составляя по метану разницу в 6-7 раз и по тяжелым углеводородам в 2 раза.
Таким образом, в Саратовском Поволжье, как и в Куйбышевской области, газосодержание в керне, а также в глинистом растворе повышено на скважинах, пробуренных на месторождении нефти Песчаный Умет, сравнительно с Ивановским поднятием.
Установленное проведенными исследованиями сходство состава газа на поверхности в подпочвенных отложениях и в кернах скважин по всему разрезу с составом газа в залежах нефти и газа говорит о связи газовых аномалий с залежами нефти и газа. Так, над газовыми залежами, состоящими в основном из метана как в разрезах скважин, так и в подпочвенных отложениях, наблюдается преобладание легкой фракции (метан) над тяжелыми углеводородами. Над нефтяными залежами в разрезах скважин и в подпочвенных отложениях тяжелые углеводороды преобладают над метаном.
При исследовании кернов на содержание в них углеводородных газов в большинстве случаев получается самое различное их количественное содержание, приходящееся на единицу объема породы. Не всегда содержание углеводородов возрастает по мере приближения к залежи. Встречаются иногда по разрезу целые толщи пород, почти не содержащие углеводородов, при этом создается впечатление о перерыве в миграционном потоке углеводородов. В то же время встречаются свиты, сильно обогащенные газообразными углеводородами. Такими толщами в исследуемых разрезах являются на Северном Кавказе майкопская свита, в Кинель-Черкасском районе казанские и нижнетатарские отложения, в Саратовской области юрские отложения. Неравномерность насыщения углеводородами пород, покрывающих залежи нефти и газа, можно объяснить тем, что при существующей методике отбора проб керна большая часть газа теряется при подъеме колонковой трубы от забоя скважины до поверхности в результате резкого перепада давления, а также при отборе и перекладывании керна из колонковой трубы в герметичную посуду. Особенно значительны потери газа в породах с большими коэффициентами диффузии, где самопроизвольная дегазация происходит очень быстро. Поэтому не удивительно, что в песках или других хорошо проницаемых породах не обнаруживается вовсе газообразных углеводородов или их находят в малом количестве.
Кроме того, на неравномерное насыщение пород углеводородами влияет их газовая емкость, связанная главным образом с литологическим составом этих пород, а также влажностью, температурой и т. д. Свиты, обогащенные углеводородами и резко выделяющиеся по отношению к выше- и нижезалегающим породам, несомненно, содержат сингенетичный этим отложениям сорбированный газ. Однако на этот сингенетичный газ, являющийся фоном для данных отложений, накладывается газовый поток, мигрирующий из залежи, что отчетливо видно при сравнении газонасыщенности пород нефтегазоносных непродуктивных поднятий.
Повышенное газосодержание в кернах колонковых скважин над залежью нефти и газа и отличительные свойства, характеризующие состав газа над нефтяными и газовыми месторождениями, значительно расширяют возможности применения геохимических методов разведки и позволяют наметить пути использования выявленных закономерностей.
ВНИГНИ
|
№ колонковых скважин и их местоположение |
Среднее суммарное содержание углеводородов, см3/кг |
|||
|
сармат |
караган |
чокрак |
Майкоп |
|
|
Скв. 4 (в контуре газоносности) |
0,11 |
0,96 |
6,71 |
3,03 |
|
Скв. 5 (за контуром) |
0,04 |
0,50 |
0,13 |
0,56 |
|
Наименование месторождения |
Среднее содержание углеводородов, см3/кг |
% содержания метана |
% содержания тяжелых углеводородов |
||
|
сумма |
метан |
тяжелые углеводороды |
|||
|
Северо-Ставропольское газовое месторождение (скв. 4) |
2,03 |
1,63 |
0,40 |
75 |
25 |
|
Старо-Ильское нефтяное месторождение (скв. 2 и 3) |
1,48 |
0,57 |
0,91 |
38 |
62 |
|
№ скважины |
Газосодержание, см3/кг |
|||
|
верейский горизонт |
каширский, подольский и мягковский горизонты |
верхний карбон |
верхняя пермь |
|
|
67 (контурная) |
1,53 |
2,68 |
0,17 |
2,14 |
|
68(контурная) |
1,48 |
1,25 |
0,16 |
2,97 |
|
189 (законтурная) |
0,29 |
0,33 |
0,08 |
0,40 |
|
№ скважины |
Газосодержание, см3/кг |
|||
|
гидрохимическая свита |
неоген |
|||
|
CH4 |
тяжелая фракция |
CH4 |
тяжелая фракция |
|
|
2 (контурная) |
4,63 |
3,52 |
0,509 |
0,298 |
|
3 (контурная |
2,57 |
2,37 |
0,635 |
0,326 |
|
1 (законтурная) |
0,40 |
0,28 |
0,174 |
0,067 |
|
Скважины и их расположение |
Газосодержание, см3/кг |
|
|
СН4 |
тяжелые углеводороды |
|
|
Ивановская структура: |
|
|
|
скв. 2 |
0,8 |
0,03 |
|
скв. 1 |
0,09 |
0,04 |
|
Песчано-Уметское месторождение нефти: |
|
|
|
скв. 5 (законтурная) |
0,22 |
0,10 |
|
скв. 4 (контурная) |
1,30 |
0,22 |
|
скв. 3 (контурная) |
1,20 |
0,26 |