Определение относительной нефтегазонасыщенности пласта по данным газового каротажа
П.А. Левшунов
В настоящее время газовый каротаж применяется для отбивки в скважинах пластов, содержащих углеводороды.
Однако очень важно разделять пласты на нефтеносные, газоносные, водоносные и определять промышленную ценность нефтегазоносных пластов. По-видимому, при помощи газового каротажа можно дать качественную характеристику пластов.
На рис. 1 приведены электро- и газокаротажные диаграммы нефтеносного пласта акчагыла среднего плиоцена по скв. 107 площади Котур-Тепе (объединение Туркменнефть). Разрез скважины изучался стандартным методом газового каротажа и одновременно определялось содержание тяжелых углеводородов от пропана до гексана включительно; причем исследовался не только глинистый раствор, но и шлам.
Определение пропана и гексана очень важно, так как глинистый раствор и шлам по выходе через устье скважины в желоб теряют прежде всего метан и этан.
При неглубокой дегазации глинистого раствора поплавковым дегазатором, т. е. при обычном методе газового каротажа, из вакуумной линии газокаротажной станции отбирались пробы газо-воздушной смеси постоянного объема. Одновременно смесь обогащали тяжелыми углеводородами на сорбционных трубках с силикагелем, которые включали для этого в вакуумную линию. Если в первом случае определяли состав углеводородного газа, искаженный режимом бурения (различные скорости проходки, расходы глинистого раствора и т. п.), то во втором случае газо-воздушная смесь проходила через трубку с силикагелем все время, пока разбуривался постоянный интервал породы; в данном случае он был равен 1 м проходки, что значительно снижало влияние режима бурения.
Дополнительно из желоба отбирались пробы шлама (по 0,5 л), которые подвергались глубокой термической дегазации. После обогащения газом трубки с силикагелем также проходили термическую дегазацию, и делался хроматермографический анализ выделенного углеводородного газа.
Из другой скважины, эксплуатирующей исследуемый пласт, был отобран попутный нефтяной газ, который также подвергнут хроматермографическому анализу. Если этот газ рассматривать как эталонный и содержание каждого из компонентов принять для сравнения за сто процентов, то результаты газо- каротажа в скв. 107 выразятся следующими цифрами (см. табл. 1).
На основании приведенных данных можно сделать следующие выводы.
1. Углеводородный газ, определяемый в процессе работы газокаротажной станции с поплавковым дегазатором по качественным и количественным показателям не соответствует пластовому газу. Совсем отсутствуют пентан и гексан. Количество пропана и бутана практически не меняется.
Резкое отклонение показателей газового каротажа от показателей нормального пластового газа мы объясняем низким пределом чувствительности электрического газоанализатора газокаротажной станции, слабой дегазацией глинистого раствора и большим количеством глинистого раствора, циркулирующего через забой скважины при разбуривании пласта.
2. Состав углеводородного газа, определяемый в процессе работы газокаротажной станции с поплавковым дегазатором, но с предварительным обогащением на трубках с силикагелем, значительно ближе к составу попутного нефтяного газа, чем в первом случае.
Содержание тяжелых углеводородов резко меняется в зависимости от глубины отбора пробы газа. Максимальные значения концентрации выбранных компонентов тяжелых углеводородных газов соответствуют наиболее высоким значениям КС электрокаротажа и, наоборот, минимальные концентрации указанных компонентов газа соответствуют пониженным значениям КС.
3. Результаты исследования газа, выделенного из шлама, также лучше отражают состав попутного нефтяного газа, чем данные, полученные в процессе работы газокаротажной станции с поплавковым дегазатором, а главное, количественные значения компонентов углеводородного газа, как и во втором случае, дифференцируются в зависимости от величины КС.
4. При сопоставлении состава тяжелых газообразных углеводородов, обогащенных на трубках с силикагелем, и углеводородов, выделенных из шлама, видно, что при разбуривании нефтеносной породы в глинистый раствор переходят преимущественно легкие углеводороды, а в шламе (в породе) остаются в основном тяжелые углеводороды, причем эта закономерность количественно возрастает при увеличении молекулярного веса газа.
Комплексное определение состава углеводородного газа в свободной фазе (сорбционные трубки обогащения) и растворенного в битуме породы (термическая дегазация шлама) может быть положено в основу выделения нефтеносных, газоносных и водоносных пластов.
В рассмотренном выше нефтеносном пласте тяжелых углеводородов, извлеченных из шлама при термической дегазации, значительно больше, чем в свободном газе глинистого раствора.
Аналогичное изучение состава углеводородного газа было проведено при газовом каротаже водоносного пласта и плотной битуминозной породы.
На рис. 2 приведены газо- и электрокаротажная диаграммы водоносного пласта, залегающего в подошве третьего нефтеносного горизонта (продуктивная красноцветная толща). По данным газового каротажа концентрация газообразных горючих практически равна содержанию их в промышленно нефтеносном пласте. Однако данные электрокаротажа характеризуют пласт как водоносный. Но так как газовый каротаж проводится в процессе бурения скважины, а данные электрокаротажа не всегда однозначно решают вопрос о нефтегазоводоносности исследуемого пласта, то необходимо применять предлагаемую нами методику исследования состава газа.
Результаты исследования состава углеводородного газа водоносного пласта приведены в табл. 2.
В отличие от нефтеносного пласта концентрации тяжелых углеводородов, извлеченных из шлама водоносного пласта, значительно ниже концентрации свободного газа, полученного из глинистого раствора.
На рис. 3 приведены газо- и электрокаротажная диаграммы пласта плотной битуминозной породы (песчаная глина), залегающего выше нефтеносного пласта, рассмотренного в первом примере.
Результаты исследования состава углеводородного газа приведены в табл. 3.
Концентрации тяжелых углеводородов, извлеченных из шлама битуминозных песчанистых глин, примерно такие же, как и в водоносном пласте, а концентрации тяжелых углеводородов в свободном газе выше, чем в извлеченных из шлама.
Подобные работы при исследовании методом газового каротажа газоносного пласта еще не производились, но по многим геологическим провинциям определялись концентрации битуминозных веществ в породе газоносного пласта. Во всех случаях концентрации битуминозных веществ в газоносном пласте меньше, чем в покрывающих и подстилающих пласт породах. Можно предполагать, что при исследовании газоносного пласта методом газового каротажа будут наблюдаться минимальные концентрации тяжелых углеводородов, извлеченных из шлама, почти весь газ будет переходить из породы в глинистый раствор - в свободную фазу.
Обогащение газо-воздушных смесей на трубках с силикагелем значительно повышает качество газового каротажа; улучшается отбивка пластов, определение их характеристики и промышленной ценности.
Хорошие результаты также можно получить при исследовании дополнительно отбираемых проб шлама.
Определение концентрации выбранных выше тяжелых газообразных углеводородов в процессе газокаротажных исследований указанными методами может быть положено в основу выявления относительной нефтенасыщенности пласта, так как в большинстве случаев высоким значениям КС нефтегазоносного пласта соответствует максимальная его нефтегазонасыщенность.
ВНИГНИ
|
Глубина отбора проб, м |
Состав газа |
|||||||||||
|
определенный в процессе работы газокаротажной станции с поплавковым дегазатором |
полученного из шлама |
|||||||||||
|
без обогащения (обычный метод газового каротажа) |
с обогащением на трубках с силикагелем |
|||||||||||
|
C3H8 |
С4Н10 |
C6H12 |
C6H14 |
С3H8 |
C4H10 |
C5H12 |
C6H14 |
С3H8 |
C4H10 |
С5Н12 |
С6Н14 |
|
|
1567,5 |
2,8 |
1,8 |
0 |
0 |
158,3 |
97,6 |
41,4 |
32,0 |
107,8 |
134,1 |
162,2 |
230,0 |
|
1574,0 |
3,3 |
2,4 |
0 |
0 |
50,6 |
31,2 |
32,4 |
30,0 |
34,5 |
54,7 |
71,1 |
144,0 |
* Содержание газа дано в объемных процентах по отношению к попутному нефтяному газу.
Таблица 2 *
|
Состав газа |
|||||||
|
определенный в процессе работы газокаротажной станции с поплавковым дегазатором и с обогащением на трубках с силикагелем |
полученного из шлама |
||||||
|
С3H8 |
C4H10 |
C5H12 |
C6H14 |
С3Н8 |
С4H10 |
С5H12 |
С6H14 |
|
83,3 |
81,9 |
99,1 |
136,0 |
3,9 |
11,1 |
30,0 |
108,0 |
* Содержание газа дано в объемных процентах по отношению к попутному нефтяному газу, глубина отбора пробы 1744 м.
|
Состав газа |
||||||||
|
определенный в процессе работы газокаротажной станции с поплавковым дегазатором и с обогащением на трубках силикагелем |
полученного из шлама |
|||||||
|
С3H8 |
C4H10 |
C5H12 |
C6H14 |
С3Н8 |
С4H10 |
С5H12 |
С6H14 |
|
|
61,1 |
116,9 |
59,1 |
48,0 |
6,7 |
17,0 |
42,2 |
104,0 |
|
* Содержание газа дано в объемных процентах по отношению к попутному нефтяному газу; глубина отбора 1463,5 м.
