К оглавлению журнала

  

УДК 550.83.292.053(470.62/67)

© Коллектив авторов, 1990

Комплексная интерпретация данных газометрии глубоких скважин юга СССР

Б.Л. АЛЕКСАНДРОВ, С.Н. КОНЕВ, С.С. ЗИМОНИН, Г.А. ТЕРСААКОВ (НИИГИ)

Одним из традиционных видов исследований скважин в процессе бурения, позволяющих определить характер насыщения пород, является метод газометрии, который включает исследования газового состава флюида, насыщающего образцы горной породы (керн, шлам), проб флюидов, отобранных глубинными приборами, а также бурового раствора, проконтактировавшего с разбуриваемой породой.

Нами рассматривается газовый каротаж (ГазК) глубоких поисковых и разведочных скважин юга СССР, проведенный при вскрытии перспективных с точки зрения нефтегазоносности горизонтов в широком стратиграфическом диапазоне (от палеогена до девона) в отложениях различного литологического состава на глубинах 4000–6000 м. ГазК осуществляется серийными станциями типа АГКС-4АЦ либо аппаратурой газового анализа, входящей в состав станций ГТИ. В настоящее время в южных геофизических предприятиях Миннефтегазпрома существует 89 газокаротажных отрядов, в том числе самостоятельных 64, в составе ГТИ – 25, со средним объемом исследований около 200 тыс. м разрезов скважин в год.

Результативность ГазК глубокозалегающих коллекторов определяется следующими геолого-техническими условиями проводки скважин при вскрытии этих отложений:

  1. большими глубинами, малой производительностью буровых насосов и связанными с этим большим временем “отставания – движения” порции раствора;
  2. низкими скоростями бурения и применением промывочных жидкостей большой плотности, приводящими к опережающей фильтрации и оттеснению пластового флюида от забоя;
  3. добавками нефти и других химических реагентов с применением в отдельных случаях известково-битумных растворов (ИБР);
  4. применением долот малого диаметра, приводящим к уменьшению объемов выбуриваемой породы и поступающего из нее в раствор газа;
  5. низкими емкостными свойствами и сложными типами порового пространства разбуриваемых пород на больших глубинах (наличие трещинной пористости), приводящими к нарушению пропорциональности между объемом выбуренной породы и количеством флюида (газа), поступившего в буровой раствор.

Все эти факторы снижают информативность ГазК либо искажают параметры, получаемые при его проведении. Существующие в настоящее время методики качественной и количественной интерпретации данных ГазК [3] (прогнозная оценка характера насыщения по данным компонентного газового анализа, по величине остаточного газосодержания Fг или нефтегазосодержания Fнг, по приращению приведенных газопоказаний– DГпр) имеют, как отмечено Б.Л. Александровым и др. (1986 г.), значительные ограничения для условий глубоких скважин. Одним из основных ограничений является использование коэффициента дегазации (Kд) или коэффициента извлечения (Ки) дегазаторов непрерывного действия для определения содержания УВ в буровом растворе (Гсум), или газонасыщенности (q) по концентрациям отдельных компонентов УВ (Сi), зарегистрированным аппаратурой газокаротажной станции, с использованием зависимостей типа qi=kдCi.

Как показано А.А. Афанасьевым (1984 г.), пропорциональной связи между величинами, входящими в эту зависимость, не наблюдается, т. е. коэффициенты дегазации, определяемые экспериментальным путем, не являются величиной постоянной и колеблются (иногда в пределах нескольких порядков) при изменении параметров промывочной жидкости, особенно вязкости и газонасыщенности. В связи с этим при нахождении исходных параметров – газосодержания или газонасыщенности бурового раствора, необходимых для расчета величин Fг, Fнг и DГпр, вносится существенная погрешность.

Другим важным фактором, ограничивающим применение вышеперечисленных методик интерпретации данных ГазК, служит наличие на больших глубинах коллекторов со вторичной (трещинной) пористостью. В этом случае трудно поддается расчету объем части коллектора, из которой в буровой раствор поступил пластовый флюид, и, следовательно, невозможно определение величин Fг и Fнг. Эти ограничения приводят к неэффективному применению существующих методик интерпретации данных ГазК в условиях глубоких скважин.

Значительный объем проводимых в настоящее время исследований методом ГазК на юге СССР и тенденция его роста в будущем (как одного из основных методов геолого-технологических исследований) требуют повышения его эффективности, тем более что в условиях проводки глубоких скважин он зачастую является единственным при решении геологических задач поискового и разведочного бурения.

Особенности ГазК в глубоких скважинах определяют пути повышения его эффективности за счет: 1) учета факторов, снижающих информативность ГазК; 2) комплексирования результатов различных модификаций ГазК и исследования проб пластового флюида, отобранных глубинными приборами на основе единого количественного интерпретационного критерия; 3) использования максимального числа наиболее информативных параметров.

В условиях глубокого бурения, где применяются буровые растворы, включающие нефть, наиболее информативными при газометрии скважин являются параметры, содержащие два или три первых легких компонента из ряда предельных УВ [2]. Это связано с тем, что данные компоненты наиболее легко дегазируются из нефтей за период ее добычи, хранения и транспортировки на буровую. Таким образом, нефть, вводимая в состав бурового раствора, оказывается полностью или почти полностью дегазированной относительно легких УВ-газов и не искажает определение их концентраций в буровом растворе [2].

Полигоны распределения параметров, установленных различными модификациями ГазК для водо- и нефтенасыщенных пластов Восточного Предкавказья [1, 2], позволили выделить наиболее информативные из них: 1) относительное содержание метана и суммы легких УВ (метана и этана); 2) отношение содержаний метана и этана (kф1), этана и пропана (kф2).

Кроме того, анализ данных показал наибольшую эффективность ГазК после бурения (ГазКПБ) относительно других модификаций (каротажа в процессе бурения – ГазКПБ – и эпизодического газового каротажа – ЭГазК). Это связано с тем, что объем поступающего в буровой раствор газа при прочих равных условиях пропорционален времени контакта раствора с породой, а ЭГазК малоэффективен из-за непредставительности пробы бурового раствора (0,5 л) и потерь газа при отборе, транспортировке, хранении и дегазации ее в стационарной лаборатории.

Многообразие искажающих факторов, различный, а зачастую переменный знак и большая степень их влияния затрудняют учет этих факторов путем ввода в результаты ГазК расчетных поправочных коэффициентов или применения тарировочных кривых. Поэтому наиболее эффективен статистический подход к учету искажающих факторов при интерпретации данных газометрии. Такой подход осуществляется, если в качестве критерия продуктивности отложений принять вероятность их нефтенасыщения, определенную по выборке значений информативных параметров [2]. Кроме того, применение при интерпретации этого критерия делает возможным комплексирование результатов исследований различных модификаций ГазК и результатов исследований проб флюидов, отобранных глубинными приборами, путем расчета общей вероятности нефтенасыщения.

Основой методики интерпретации данных газометрии с использованием в качестве критерия вероятности нефтенасыщения являются кривые ее значений для информативных параметров. Принцип построения этих кривых (или палеток) заключается в следующем.

После выбора наиболее информативных параметров делается выборка их значений для пластов известного характера насыщения, строятся области их распределения и разбиваются на равные интервалы (классы). Затем в каждом из них определяется вероятность нефтенасыщенности коллектора Рн как отношение частости нефтенасыщенных пластов (ZH, %) к сумме частостей (ZH + ZB, %) нефтенасыщенных и водонасыщенных пластов, приходящихся на данный класс:

PH=ZH/(ZH+ZB). (1)

Полученные таким образом значения Рн относятся к середине классов и по ним строятся кривые по каждому параметру для всех методов газометрии.

Кривые Рн по флюидным коэффициентам kф1 и kф2 ограничиваются областью наиболее часто встречающихся их значений. Редко наблюдаемые величины суммируются в крайние классы. Определенная в них вероятность нефтенасыщения принимается для всех величин флюидных коэффициентов, выходящих за пределы ограниченной области. При построении всех кривых Рн учитываются положения максимумов и минимумов на полигонах распределений, чтобы исключить завышение Рн в области редко встречающихся значений геохимических параметров. После построения кривых Рн пластов для информативных параметров газометрии скважин конкретного региона интерпретация получаемых данных сводится к получению значений Рн для отдельных параметров разных видов исследований, а затем к определению общей вероятности нефтенасыщенности Рнп комплексом методов газометрии по формуле:

где Рнi – значение вероятности нефтенасыщения выделенного перспективного интервала по конкретному параметру; n – число комплексируемых параметров.

Интервал считается нефтенасыщенным при значении параметра Рнп>=0,5. При Рн<0,5 интерпретируемый интервал следует считать газо- или водоносным, разделение которых между собой данной методикой не предусматривается.

На основе изложенных принципов разработана [2] и в течение ряда лет успешно применяется “Методика многомерной интерпретаций данных газового каротажа”. Ее эффективность за 1984–1987 гг. составила 78– 84,6 % (отношение правильных заключений по объектам к общему числу выданных заключений).

Высокая эффективность применения методики свидетельствует о правильности принципов, заложенных в нее при разработке. Поэтому данная методика была взята за основу при обобщении данных ГазК для других районов юга СССР и определения путей адаптации методики в районах, где нет достаточного объема данных газометрии скважин в интервалах с однозначно определенным характером насыщения пород.

В результате этих работ были уточнены кривые Рн пород для района ЧИАССР (рис. 1) и построены кривые распределения Рн для районов Дагестана и Нижнего Поволжья (рис. 2, рис. 3). Эффективность интерпретации результатов газометрии скважин с использованием этих кривых, определенная по той же подборке данных, составила для месторождений Нижнего Поволжья 80,4, Дагестана – 84,7%. В условиях Краснодарского края хорошую эффективность показало опробование кривых, полученных для месторождений ЧИАССР. Значительное сходство кривых Рн горных пород для различных районов юга СССР позволяет сделать вывод о применимости осредненных кривых в районах, где нет достаточной информации для их построения. Такие кривые будут уточняться по мере накопления данных газометрии.

Опыт реализации методики в условиях ЧИАССР и ее опробования в других районах юга СССР показал необходимость привлечения средств машинной обработки данных. С этой целью решены вопросы сбора данных газометрии скважин в рамках расширенного банка геолого-геофизических данных, расчета необходимых параметров и определения по ним Рн пород, отображения исходных данных и результатов интерпретации с помощью графопостроителя. Это позволило определить основные направления создания алгоритма автоматизированной методики интерпретации данных газового каротажа для компьютеризированных станций ГТИ, выпуск которых начинается в 1990 г.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Александров Б.Л., Дудаев А.М. Использование соотношений газовых компонентов для определения нефтегазонасыщенности пород//ЭИ Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз.–1972.– № 21.
  2. Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами–М Недра–1979
  3. Померанц Л.И. Газовый каротаж.– М.. Недра.–1982.

Abstract

Peculiarities of deep well gasometry require improvements in methodical maintenance of the interpretation of the data obtained Analyzing these features, it is possible to conclude on best advantage of statistical approaches for consideration of distorting factors in interpreting gasometry data These studies are used to develop the described techniques which provide a reasonable efficiency of solving the problems regarding the nature of saturation of rocks under drilling.

Рис. 1. Зависимость вероятности нефтенасыщения (Рн) от флюидных коэффициентов различных методов газометрии скважин на месторождениях ЧИАССР:

1– ГазКВБ, 2–ГазКПБ, 3– ЭГазК, 4– ИПТ

Рис. 2. Зависимость вероятности нефтенасыщения (Рн) от флюидных коэффициентов для ГазКВБ:

1– ЧИАССР, 2– Дагестан, 3– Волгоградское Поволжье

Рис. 3. Зависимость вероятности нефтенасыщения (Рн) от флюидных коэффициентов для ИПТ:

1– ЧИАССР, 2– Волгоградское Поволжье