К оглавлению

О прогнозировании характера залежи по данным газового каротажа

Ю. М. ЮРОВСКИЙ

Разрешающая способность газового каротажа до последнего времени определялась возможностью выявления в процессе бурения скважин газонефтяных залежей и приближенной привязки их к соответствующим глубинам. Такие ограничения объяснялись состоянием разработки теории и методики газового каротажа. Дальнейшие исследования вскрыли большие потенциальные возможности метода, в связи с чем в последнее время изучались пути решения важнейших задач нефтепромысловой геологии по данным газового каротажа: прогнозирование характера газоотдающего источника и оценка его продуктивности.

Результаты экспериментальных и производственных работ показали, что характер залежи можно успешно прогнозировать, используя данные компонентного анализа исследуемых (при помощи газового каротажа) углеводородных газов. Решение такой задачи стало возможно в связи с внедрением в практику газового каротажа хроматографических газоанализаторов.

Значительно сложнее оценивать продуктивность залежи по данным газового каротажа. Известно, что абсолютные значения результатов анализа не могут являться критерием для промышленной оценки залежи, так как пока еще невозможно вводить поправки за счет влияния ряда переменных, постоянно действующих факторов бурения: скорости проходки, скорости циркуляции раствора и его вязкости. Существенную роль при этом играет Проницаемость пород, от которой зависит интенсивность опережающей инфильтрации раствора в пласт. Для количественной оценки данных газового каротажа потребуется провести еще ряд специальных трудоемких исследований.

Рассмотрим возможность использования данных хроматографического анализа углеводородных газов для прогнозирования характера залежи, так как углеводородные аномалии, выявленные газовым каротажем, не всегда свидетельствуют о наличии промышленной залежи нефти и газа. Иногда водоносные пласты, содержащие в себе значительные количества газа, дают значительные аномалии. Известны также примеры, когда нефтяные обводненные пласты, разбуривающиеся с повышенной скоростью проходки, на газокаротажной диаграмме отмечаются довольно большими газопоказаниями. Однако во всех этих случаях состав газа своеобразен в зависимости от характера флюида (газ, нефть, обводненный пласт), заполняющего поровое пространство. Кроме того, состав газа нефтяных залежей связан также с физико-химическими условиями (газовый фактор, удельный вес нефти, ее состав и т. д.).

Состав газа водоносных пластов зависит и от состава флюида, с которым контактирует вода, от расстояния до контура нефтеносности и т. д. Правильно предсказать характер залежи - значит определить дальнейшую судьбу бурящейся скважины. Для этой цели разработана и широко начала применяться методика качественной оценки данных газового каротажа, позволяющая различать газовую нефтяную и обводненную залежи. Это методика основана на представлении об известных характерных составах газов, содержащихся в нефтяных, газовых и обводненных залежах, и о том, что при движении этих газов (от забоя к дневной поверхности) не происходит заметных изменений в соотношении отдельных компонентов (Имеется в виду газ, находящийся в буровом растворе.). Проведенные нами исследования (Исследования проведены сотрудниками лаборатории газового каротажа ВНИИгеофизики В.А. Новиковой, Г.И. Слуцкиной, Р.И. Рябовой, Л.А. Карчевским и др. под руководством автора и ст. научн. сотрудника А.М. Левита, а также в тресте «Татнефтегеофизика» (И.С. Солопов и др.).) осветили эти вопросы.

Известно, что тяжелые углеводородные газы на глубинах, обычных для нефтяных залежей, находятся, как правило, в жидком состоянии (в виде конденсата), так как их критическая температура (начиная с этана) превышает +32° С. Метан присутствует всегда в газообразном состоянии. Следовательно, при проведении газового каротажа газ, состоящий из тяжелых углеводородов, попадает из вскрытой долотом породы в раствор в сжиженном состоянии и по мере продвижения к дневной поверхности постепенно переходит в газообразную фазу, значительно увеличиваясь в объеме. При движении газ находится в обстановке непрерывно изменяющихся различных физических факторов, которые могут оказывать на него воздействие. Здесь имеется в виду прежде всего температура и давление, изменяющиеся за время движения раствора от забоя до дневной поверхности от нескольких десятков и даже сотен градусов выше нуля до -30° С и от 200 атм и более до 1 атм. Естественно возникал вопрос, не происходят ли в этих случаях какие-либо качественные изменения соотношений отдельных углеводородных компонентов в процессе их взаимодействия с раствором и породой? Высказывались также предположения о возможности наличия частично необратимого процесса сорбции отдельных компонентов газа шламом и т. д. (Не исключалось, что отдельные компоненты углеводородных газов могли при различных воздействиях температуры и давления в разной степени растворяться в растворе и сорбироваться шламом.) Значительное разбавление газа зависит от времени движения раствора от забоя до дневной поверхности (Так, для выхода раствора на дневную Поверхность с глубины 1000 м необходимо не менее 30 мин.), от скорости проходки и коэффициента растворимости. Для окончательного выяснения этого важного вопроса нами проведены следующие исследования.

В 30-литровые металлические баллоны помещался природный газ, типичный для большинства нефтяных залежей, под давлениями до 80 атм. Предварительно пробы этого газа тщательно изучались на хроматографическом газоанализаторе. Затем газ из баллона выпускался под храпок или в специальный штуцер, вваренный в трубу, идущую от насоса к скважине, или просто вводился под квадрат. После возобновления циркуляции раствора газ известного состава проходил вместе с раствором до забоя скважины и возвращался по затрубному пространству снова к дневной поверхности, где при помощи соответствующего дегазационного устройства улавливался и затем тщательно изучался. Такого рода работы проводились на экспериментальной буровой в Раменском районе Московской области и в действующих скважинах Башкирии, Татарии и Краснодара. Полученные результаты показали, что, несмотря на большие перепады давления и температуры, заметных качественных изменений относительных соотношений отдельных углеводородных компонентов в свободном газе не происходит. Другими словами, относительный состав свободного газа, регистрируемый на дневной поверхности, при газовом каротаже существенно не отличается от состава газа, содержащегося в газоотдающем источнике, расположенном на глубине. Этот чрезвычайно важный вывод является обоснованием методики прогнозирования характера газоотдающего источника.

Таким образом, прогнозирование характера залежи должно основываться на детальном хроматографическом анализе углеводородных газов.

Какой же тип современных газоанализаторов может полностью отвечать этим условиям, т. е. обеспечивать разделение углеводородов по крайней мере на метан, этап, пропан, бутан, пентан, гексан и гептан? Эта задача оказалась вполне разрешимой при использовании в газовом каротаже хроматографических газоанализаторов типа ГСТЛ, XT и других, серийно выпускаемых нашей промышленностью. Следует отметить, что эту задачу пытались решить давно, пользуясь данными условного разделения углеводородных газов на электрическом газоанализаторе НГ-1, находящемся на вооружении полуавтоматических газокаротажных станций. Однако из-за несовершенности этого анализатора в ряде случаев были значительные погрешности, кроме того, нельзя было производить детальный анализ тяжелых углеводородов.

Для большей эффективности применения методики качественной оценки данных газового каротажа необходимо прежде всего изучить состав природного газа в исследуемых или в близлежащих районах, что могут осуществить в ЦНИЛах и лабораториях промыслов. Одновременно при проведении газового каротажа необходимо по возможности отбирать пробы природного газа для анализа. Все эти данные используются как эталонные, с ними в дальнейшем сравниваются результаты раздельного анализа газа, отбираемого в интервалах повышенных газопоказаний (по данным газового каротажа). При разведке новых районов их следует сравнивать с аналогичными изученными районами.

На приведенных наиболее типичных палетках показано, что по составу газа отличаются залежи, различные по своему характеру (рис. 1). Во многих районах газоносные залежи трудно отличить от водоносных горизонтов, содержащих газ.

В свою очередь палетки, характеризующие разные нефтяные залежи, несколько различны.

Если газокаротажные работы проводятся в новых разведочных районах, где нет данных о составе газа продуктивных пластов, то можно использовать альбом палеток, составленный лабораторией газового каротажа ВНИИгеофизики, в котором приведены данные о составе газов по различным районам СССР и по стратиграфическим горизонтам (Эти работы проведены автором совместно с К.Н. Соколовой (лаборатория газового каротажа ВНИИгеофизики).).

Практически обработка аналитических данных для этих целей сводится к следующему: в участках повышенных газопоказаний из газовоздушной линии отбираются пробы газа и исследуются на хроматографическом газоанализаторе. Полученные значения в показаниях микроамперметра переводятся по калибровочной кривой в абсолютные проценты, а затем пересчитываются по отношению к общей сумме углеводородных газов, принятой условно за 100%. По относительным процентам: строятся палетки: на оси абсцисс откладываются компоненты углеводородных газов, а по оси ординат их процентное содержание. Полученные кривые сопоставляются с эталонными палетками данного района, а если таковых нет, то с палетками других районов, близких по геологическим особенностям с исследуемым районом. Одновременно эти данные сопоставляются с диаграммами скорости проходки и стандартного электрокаротажа для того, чтобы уточнить глубины перспективного интервала, выделить в разрезе коллекторы и установить их электрическую характеристику. В итоге даются соответствующие рекомендации и заключения.

Рассмотрим некоторые практические результаты применения описанной методики в различных геологических условиях. На рис. 2 приведены характерные составы нефтяных залежей пласта Д_I Башкирии и Татарии и пример автоматической записи хроматографических анализов. На диаграмме газового каротажа по скв. 9 Сулинского района Татарской АССР выделяется перспективный интервал 1758-1780 м. В этом интервале было отобрано семь проб для детального анализа газа с глубин: 1758,5; 1763; 1765,5; 1766,5; 1767,5; 1774 и 1778,0 м. По данным компонентного анализа газа для каждой пробы построены палетки, которые сопоставлены с эталонными палетками попутных газов: пласта ДI (пашийские слои) Ромашкинского месторождения Татарии и пластов Д_III и Д_IV (живетский ярус) месторождений Башкирии (рис. 3).

Анализы проб газа с глубин 1767,5; 1774 и 1776 м хорошо сопоставляются с эталонными палетками попутного газа пашийских слоев (Д_I) и живетского яруса (Д_III и Д_IV), что послужило основанием для оценки интервала как нефтеносного. При опробовании получена промышленная нефть.

Газ с глубины 1778 м отличен от попутного газа пластов Д_I-II и Д_III-IV и больше напоминает по составу газ, характерный для водоносного пласта, на основании чего здесь предполагалось наличие переходной зоны от нефти к воде.

Сопоставление данных анализа газа, отобранного в процессе газового каротажа в интервале 1233-1239 м скв. 808, Кумдаг (Туркмения), с эталонной палеткой позволило оценить этот интервал как нефтеносный. При испытании интервала 1193- 1280 м получен промышленный приток нефти.

В заключение следует отметить, что во многих районах пока трудно различать газоносные залежи от водогазоносных горизонтов. Применение изложенной методики качественной оценки данных газового каротажа позволяет уточнять характер, вскрытой долотом залежи и в отдельных случаях получать дополнительные материалы для комплексной интерпретации по определению переходной зоны (вода - нефть).

Дальнейшее усовершенствование газового каротажа должно быть направлено на разработку надежной методики количественной оценки его результатов, для определения продуктивности залежи.

ЛИТЕРАТУРА

1. Отчеты по темам 423 и 424. Фонды ВНИИгеофизики, 1959.

2. Юровский Ю. М. Газовой каротаж скважин. Гостоптехиздат, 1957.

ВНИИ геофизика

Рис. 1. Пашийские слои, пласт 1а.

1 - газовая залежь; 2 - вода с газом; 3 - нефтяная залежь; 4 - вода с нефтью.

Рис. 2. Результаты анализа природного газа, пласт Д_I

1 - Туймазинский район; 2 - Сулинская площадь; 3 - Ромашкинское месторождение.

Рис. 3.

1 - эталонная кривая; 2 - кривая хроматографического анализа при газовом каротаже. Глубины отбора проб газа: а - 1767,5 м; б - 1774 м; в - 1776 м; г - 1778 м.