|
УДК 550.832.92 |
Интерпретация материалов газового каротажа при добавках нефтепродуктов в буровой раствор
Б.Р. КУСОВ, П.Г. АЛЬТШУЛЕР, Я.Г. ГРИБИК, А.Ф. АЗАРЕНКО (Белнефтегазразведка)
Необходимость решения вопроса интерпретации материалов газового каротажа при добавках нефти и нефтепродуктов в буровой раствор весьма остро стоит во многих нефтегазоносных районах, в том числе и в Припятском прогибе. Эти добавки технологически необходимы при бурении многих как нефтегазовых, так и скважин другого назначения.
Широко распространенная методика интерпретации газового каротажа в основном базируется на выделении интервалов повышенных газопоказаний [5] и дополнительном изучении этих интервалов другими методами ГИС. Повышенными принято считать показания с коэффициентом контрастности (Кк) более двух. Определение Кк ведется относительно газового фона раствора без добавок нефтепродуктов. Поскольку добавки нефтепродуктов увеличивают общий фон газонасыщенности раствора, интервалы с искусственно повышенным фоном рекомендуется исключать из рассмотрения [5], что и делается на практике.
Анализ материалов по многим скважинам Припятского прогиба показал несостоятельность такого подхода к решению задач методом газового каротажа. Здесь при бурении скважин на нефть осадочного чехла приходится решать ряд сложных технических и технологических задач. Наличие двух мощных соленосных толщ, различные градиенты пластовых давлений в основных продуктивных комплексах пород - в межсолевых и подсолевых требуют применения буровых растворов с резко дифференцированными по разрезу параметрами, особенно по плотности. При бурении соленосных отложений применяется соленый буровой раствор плотностью 1,30-1,34 г/см3 для исключения кавернообразования и осложнения ствола скважины. Для вскрытия подсолевых, а в некоторых зонах и межсолевых отложений, необходим раствор плотностью 1,18-1,20 г/см3, поэтому для снижения плотности соленого раствора до указанных значений необходимо либо соленосные отложения перекрывать обсадными трубами и соленый раствор заменять более легким пресным, либо его плотность снижать реагентами, нейтральными к соленосным отложениям, к которым относятся нефть и нефтепродукты. Первый путь ведет к удвоению стоимости и продолжительности строительства скважин, второй более рациональный и. доступный, но затрудняет проведение газового каротажа, дающего в условиях разнофациальных отложений и мозаичного распространения коллекторов ценную информацию о характере насыщения проходимых пород [5]. Это привело нас к необходимости поисков решения проблемы интерпретации газового каротажа при добавках нефтепродуктов в буровой раствор. Мы пришли к выводу, что критериями выделения продуктивных пластов по газовому каротажу должны быть не величины повышенных газопоказаний, Кк, а степень идентичности газа, фиксируемого газокаротажной станцией и газа искомых залежей УВ независимо от уровня фона и величины Кк. При ориентации только на величину газопоказаний, превышающих заранее заданную величину, возможен пропуск продуктивного пласта, с меньшими газопоказаниями.
В зависимости от многих технологических и технических факторов продуктивные пласты могут иметь газопоказания с различным Кк. Повышение газопоказаний независимо от уровня фона и Кк требует выяснения причин, вызвавших его. Анализ материалов по Припятскому прогибу и другим районам [1-5] показал, что в процессе различных технологических операций при бурении и испытании скважин состав газа, свойственный пластовым УВ, не меняется. Поэтому интерпретировать газовый каротаж следует по наиболее отличительным и характерным признакам, свойственным газам искомых залежей УВ. Эти признаки должны быть определены для каждого нефтегазоносного района с учетом особенностей состава и свойств залежей УВ.
Сопоставление результатов анализа УВ-газов, полученных различными способами (пластоиспытатель, газовый каротаж, отбор проб опробователем на кабеле, глубинный пробоотборник и др.) по многим залежам нефти Припятского прогиба показало, что наиболее информативными критериями определения степени идентичности анализируемых газов нефтерастворенным пластовым газам являются отношение метана к этану и четко выраженная ранжировка компонентов газа по их концентрации. Отношение метана к этану для нефтерастворенных газов составляет 3-8, для водорастворенных - более 30. По последовательности компонентов газа, пластовые нефти Припятского прогиба делятся на два типа: С1>С2>С3>С4 (нефти Осташковичского, Вишанского и других месторождений) и С1>С3>С2>С4 (нефти Мармовичского, Золотухинского и Речицкого месторождений). Первый тип имеет более широкое распространение.
Следовательно, при газовом каротаже нефтеносные пласты должны проявляться по трем следующим признакам: 1) увеличение суммарных газопоказаний независимо от уровня фона и степени их возрастания; 2) отношение метана к этану в пределах от 3 до 8; 3) концентрация компонентов газа, характерная для нефтерастворенного С1>С2>С3>С4 или C1>C3>C2>C4.
Анализ материалов газового каротажа по скважинам, которые бурились на растворе как без добавок нефти и нефтепродуктов, так и с добавками их, показал однозначность выделения нефтеносных пластов по этим трем признакам. Добавки нефти и нефтепродуктов сами по себе не приводят к появлению этой суммы признаков, а фиксируются только увеличением газопоказаний. Последовательность компонентов по их концентрации и отношение метана к этану, характерное для пластовых УВ, при этом никогда не выдерживается. То же самое ранее было доказано экспериментальным путем (Ю.И. Козлов, В.Д. Воронин, 1971 г.). Поскольку газонасыщенность вводимой в раствор нефти и нефтепродуктов ничтожно мала по сравнению с газонасыщенностью пластовых нефтей, включая и тяжелые слабогазонасыщенные, вскрытие нефтеносного пласта и поступления нефтерастворенного газа в буровой раствор неизбежно проявляются вышеуказанными тремя признаками. Искажающее влияние добавляемых нефтепродуктов гасится нефтерастворенными газами.
На рисунке приведена газокаротажная диаграмма по скв. 1 Савичской, обработанная по рассматриваемой методике. На глубинах 3432, 3440 и 3447 м в буровой раствор было добавлено 28 т нефти, что привело к увеличению суммарных газопоказаний. Компонентный состав при этом характеризовался последовательностью С1>С4>С3>С2, отношение метана к этану составило 10-30.
При забое 3460 м был испытан интервал 3435-3460 м. Приток не получен, однако при дальнейшем углублении скважины после испытания было зафиксировано незначительное увеличение суммарных газопоказаний, резко уменьшающееся по мере углубления скважины. Состав газа характерен для нефтерастворенного (наличие всех трех признаков). Очевидно, в процессе испытания при создании депрессии на пласт незначительное количество УВ-газа поступило из пород в раствор. В интервале 3472-3510 м был вскрыт нефтеносный коллектор, который проявился по всем трем признакам. При последующем испытании из этого пласта был получен приток нефти. Плотность нефти 0,903 г/см3, газонасыщенность до 20 м3/м3.
При пересмотре материалов газового каротажа по указанной методике по ряду ранее пробуренных скважин в некоторых из них (скв. 6 Березинская, скв. 35 Южно-Валавская и др.) были выявлены маломощные (до 2 м) ранее не обнаруженные нефтесодержащие пласты.
Имеются примеры и другого характера. При бурении скв. 18 Судовицкой из межсолевых отложений притоков нефти пластоиспытателем не получено. Повышенные газопоказания (Кк>2) и объекты, заслуживающие внимание, по данным газометрии не выявлены. Поэтому при решении вопроса о целесообразности спуска эксплуатационной колонны ориентировались на признаки нефти в керне и результаты ГИС без учета газового каротажа. В эксплуатационной колонне из этой скважины получены притоки нефти дебитом от 5 до 10 м3/сут. При последующей переинтерпретации газового каротажа по рассматриваемой методике нефтеносные пласты четко проявились по всем трем признакам.
Следует отметить, что добавки нефти в буровой раствор могут неправильно отразить характер газопоказаний, присущий нефтяному пласту, если нефть в буровой раствор вводится в момент бурения по нефтеносному интервалу. Искажающее влияние добавок нефтепродуктов прекращается после углубления скважины на 20-30 м. Поэтому технологически необходимые добавки нефти и нефтепродуктов в буровой раствор осуществляются за 30-40 м до вскрытия перспективных отложений.
Из проведенного анализа вытекают следующие выводы. В основу интерпретации материалов газового каротажа должна быть положена степень соответствия фиксируемых газокаротажной станцией газов нефтерастворенным или свободным пластовым газам. Критерии соответствия газов для каждого нефтегазоносного района должны быть определены на основе особенностей состава и свойств газов искомых УВ. Рекомендация об исключении из рассмотрения интервалов с повышенным фоном, вызванным добавками нефти и нефтепродуктов в буровой раствор, широко распространенная на практике, несостоятельна и ведет к обеднению информации о характере насыщения проходимых пород.
Интерпретация материалов газового каротажа при добавках нефти и нефтепродуктов в буровой раствор по изложенной методике дает возможность оптимального решения ряда геологических и технологических задач при нефтепоисковых работах.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бродский П.А., Фионов А.И. Определение характера насыщения пластов по компонентному составу проб, отобранных опробователем на кабеле // В кн.: Методика и техника газового каротажа.- М.: Недра, 1971.- С. 44-47.
2. Носова З.И. Методика газокаротажных исследований в условиях Припятской впадины //В кн.: Методика и техника газового каротажа.-М.: Недра, 1971.- С. 12-18.
3. Оценка геологической эффективности газокаротажных работ в Белоруссии и других районах / Ю.М. Юровский, З.И. Носова, В.Ф. Рыбин и др. // В кн.: Методика и техника газового каротажа.- М.: Недра.- 1981.- С. 18-22.
4. Померанц Л.И. Газовый каротаж.- М.: Недра, 1982.
5. Юровский Ю.М. Методика интерпретации результатов газового каротажа.- М.: Недра, 1977.
Рисунок Газокаротажная диаграмма по скв. 1 Савичской:
1- интервалы нефтенасыщенных коллекторов