Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Изложенные в разделах 5.1, 5.2 методики газового каротажа на­правлены на получение в функции глубины значений газонасы — шенности ПЖ — обшей (<7обШ), по метану (<7с1) и по углеводоро­дам (£гугл) в долях единицы, % или см3/л.

Эти данные, привязанные к истинным глубинам, являются основой для количественной интерпретации.

Газосодержание, приведенное к объему выбуренной породы, определяется как [98]

(5.14)

гпр = кг3д^ —

м

где Ад — приращение газонасыщенности ПЖ, см3/л; Е — коэффициент разбавления, м3/м3.

Для ск, важин диаметром В с = 215,9 мм

(5.15)

где 0ВЫХ — расход на выходе, в л/с;

Г, — время бурения интервала проходки, в мин/м;

Уи — скорость бурения, в м/ч.

Использование величины Гсум для определения величины Дд базируется на известной зависимости [98]

(5.16)

где (?пк — расход ГВС через суммарный газоанализатор

АГКС, см3/мин;

Крг — коэффициент разбавления ГВС воздухом в сум­марном газоанализаторе;

АГря — коэффициент разбавления газа, извлеченного из ПЖ дегазатором непрерывного действия, воз­духом в дегазаторе;

С — степень дегазации ПЖ дегазатором непрерыв­ного действия (отношение объема газа, выде­ленного из данного объема ПЖ, к объему газа, содержащегося в этом объеме ПЖ), %;

<2Д — расход ПЖ через дегазатор, л/мин;

— суммарные газопоказания, исправленные с уче­том фона и компонентного состава газа, об. %. При вскрытии нефтегазосодержащих пластов, где содержание СН4> 90 %, значение Гсум. и мож­но определять по формуле /’сум„ = .Гсум — Гсу,,Лг

Коэффициент, связывающий величины Д# и назван ко­эффициентом дегазации Ка, который зависит от следующих па­раметров [98]

СМ" л-9

(5.17)

_______ *^ГПС___

* = Крт-Кря-С-Оя

Практически величина коэффициента дегазации Ка опреде­ляется при калибровке из выражения [99]

К, =

Л.

см л • %

(5.18)

где <7ср — средняя газонасыщенность ПЖ по нескольким пробам на ТВД, см3/л;

У’сум. п — полная величина суммарных газопоказаний с учетом компонентного состава, об. %.

При вскрытии нефтегазосодержащих пластов, где содержание СН4 > 90%, величину _Гсум п можно принять равной Гсум [99].

Таким образом, при проведении комплексного газового каро­тажа по методике ВНИИгеофизики [98] непосредственное опре-
деление д(Ад) не производится, а величина ГЩ1 определяется по выражению

Г„р = (5.19)

В последней усовершенствованной методике [99] вместо /’ум„ используются данные, полученные на хроматофафе, но суть от этого не меняется, т. к. в этом случае вместо непосредственного прямого определения д или непосредственного определения величины д (Ад) по более надежной методике при дегазации ПЖ до контакта с ат­мосферой используется выражение (5.17), точность определения которого невысока [98]. Далее по величине Гир производится «ко­личественная» интерпретация данных газового каротажа по зави­симостям для газосодержащих пластов [99]

/7=0,37[%], (5.20)

где I — глубина, м;

Т, Рпл — пластовые температура и давление для неф-

тегазосодержаших пластов [99];

= 102 ^(1,05 + 1,66 • 10~4г), (5.21)

о

где С — газовый фактор нефти, м3/м3.

Для районов с неизвестным газовым фактором рекомендует­ся определять минимальную величину газового фактора нефти по экспериментальной формуле Лрпса [99]

г 16,8

С

(5.22)

Тогда выражение (5.21) принимает вид’

растворимости углеводородных газов в пластовых водах для Р = 50—200 ат определен в 1м3/м3.

Граничные значения содержания углеводородных газов (7„, растворенных в пластовых водах, необходимо находить по вели­чине максимально возможного значения (7„ для конкретных тер­модинамических условий района работ.

Определим максимальные значения и Гщ для условий Запад­ной Сибири. На рис. 5.7 показаны средние значения открытой по­ристости от глубины [68, ] 70], значения температуры от глубины [73], значения минерализации пластовых вод от глубины [170] и рас­считанные по ним максимально возможные значения Гщ, и 0„ от глубины. Наибольшие значения Гщ, и (7„ будут на глубинах 2100— 2300 м (Гпр = 0,72 м3/м3, &„= 2,5 м3/м3). Таким образом, можно при­нять за граничные значения для условий Западной Сибири Г„р = 0,72 м3/м3, С„ = 2,5 м3/м3. Все значения Сф< 2,5 м3/м3 будут соответ­ствовать водонасыщенным пластам с растворенным газом.

Большой интерес представляют граничные значения оста­точной газонасыщенности флюида пласта для конкретных ус­ловий региона — (7Ф Для этой цели проведем статистиче­скую обработку по фактическим данным [170] различных неф­тяных районов страны. Результаты этой обработки сведены в таблицу 5.2, где показаны минимальные, максимальные и сред­ние значения газового фактора и количество залежей, вклю­ченных в выборку. Для Западной Сибири значения газового фактора изменяются от 20,5 до 244 м3/м3 нефти, средние значе­ния по 93 залежам соответствуют 80 м3/м3 нефти. На рис. 5.8 показана гистограмма распределения значений газового факто­ра для месторождений Западной Сибири, а на рис. 5.9 — для месторождений Татарии. Известно, что максимальный коэф­фициент вытеснения нефти водой не превышает значений 0,75 [103, 171]. Из этого следует, что минимальная остаточная неф- тенасыщенность будет иметь значение не менее 0,25 от перво­начальной. Примем значение первоначальной нефтенасыщен — ности, равное 0,5 от объема пор. Тогда при минимальном газо­вом факторе <7Ф= 20 м3/м3 (см. табл. 5.2) граничное значение остаточной газонасыщенности флюида пласта для условий За­падной Сибири будет равно

Сф. гр = 20 • 0,25 • 0,5 = 2,5 м3/м3.

Следовательно, все значения Сф > 2,5 м3/м3 будут соответство­вать газонефтенасыщенным пластам.

Рис. 5.7. Средние значения открытой пористости от глубины и расчет­ные значения Гпр и 0В для Западной Сибири

Рис. 5.8. Газовый фактор нефтяных месторожде­ний Западной Сибири (по [164])

Рис. 5.9. Газовый фактор нефтяных месторождений Татарии (по [79])

Таблица 5.2 Значение газосодержания по нефтяным провинциям (данные из [164]) № п/п Район Газовый фактор, м3/м3 Колич. залежей в выборке ІПІП шах средний 1 Пермская область и Удмуртия 4 193 49,1 118 2 Татарстан 2 ‘ 63 25 140 3 Башкирия 1 204 38,3 111 4 Оренбургская область 10 73 30 28 5 Куйбышевская область 3 375 64 232 6 Саратовская область 17 468 80 43 7 Волгоградская область 12,5 287 84 24 8 Калининградская обл., Литва, Белоруссия и Восточная Украина 20,5 244 80 28 9 Украина (Западная часть и Крым), Молдова 24,8 380 174 17 10 Краснодарский край 28 236 104 35 11 Ставропольский край 41 244 108 24 12 Чечено-Ингушетия 24 566 279 16 13 Казахстан 2,5 220,8 62,5 130 14 Туркменистан ► 23 157 91 43 15 Узбекистан, Таджикистан и Киргизстан 7 240 72 48 ‘ 16 Западная Сибирь 20,5 244 80 93 17 Сахалин 10 220 124 40

На основе вышеописанной методики ГФП, предложенной ра­ботниками ВНИИНПГ [52], Э. Е. Лукьяновым была предложена более совершенная методика ГФП в варианте управления За — псибнефтегеофизика.

Сущность предложенной методики количественной интерпре­тации результатов газового каротажа заключается в том, что ее основой являются не результаты собственно газового каротажа, а прямое измерение газонасыщенности ПЖ одним из физиче­ских методов (радиоизотопная плотнометрия ПЖ, измерение газонасыщенности ПЖ по трем датчикам давления и др.) с вы­сокой точностью и большим разрешением как по диапазону из­мерения, так и по глубине в сочетании с методом газового каро­тажа с дегазацией ПЖ на контакте с атмосферой, который в этом случае имеет подчиненное значение, направленное в основном на определение состава газа для установления фазового состоя­ния углеводородов в залежи.

Конечный этап методики — определение остаточной газона­сыщенности флюида пласта Сфо совпадает с методикой ГФП ВНИИНПГ по использованию выражения (5.27), однако значе­ние величины р1ф//-,ф принимается равным 0,0019, исходя из ре­ального соотношения компонентов попутного газа для нефтя­ных залежей Западной Сибири и расчетов, проведенных по свой­ствам индивидуальных компонентов [164].

Остаточная газонасыщенность флюида пласта будет опреде­ляться по выражению

С Г"У

ф0 Кп — 0,0019Гпр ‘ (5’29)

На рис. 5.10 показана номограмма, построенная для опреде­ления Сф0 для условий Западной Сибири с граничными значе­ниями нефть—вода для (7фо= 2,5 м3/м3 и Гпр = 0,72 м3/м3. Здесь же нанесено граничное значение для воды Сфо= 1м3/м3 [52].

Оценка погрешностей определения (7фо, произведенная для условий:

а) 0,05 £ Кп< 0,35;

б) 6/Гп <20%;

в) Гпр = 0Д-М0 м3/м3;

г) б<7 = 0,02—0,05 (см. табл. 4.1 — физические методы);

д) ЬГпр = 0,05;

е) ргф/ггф= 0,0019,

показывает, что диапазон изменения бСфолежит в пределах

0, 251 ^ 6Сф0< 0,338. Средние значения соответствуют 6Сф0 = 0,294 — 0,3.

Таким образом, данная методика количественной интерпре­тации результатов газового каротажа однозначно разделяет про­дуктивные газонефтенасыщенные пласты от водонасыщенных

Рис. 5.10. Номограмма для определения остаточной газонасыщенности пласта

с растворенным газом и повышает точность определения конеч- ной величины — остаточной газонасышенности флюида пласта Сф0 в среднем более чем в 6 раз, а для пластов с низким газовым фактором нефти — на порядок по сравнению с применяемой методикой [99] и более чем в 3 раза по сравнению с методикой ГФП (вариант ВНИИНПГ) [52].

Оценка продуктивности пластов по результатам прямого оп­ределения газонасышенности ПЖ и расчета остаточной величи­ны газонасышенности флюида пласта (ГФП) заключается в сле­дующем:

1. Непрерывно в автоматическом режиме определяют величину д(Ад) в см3/л.

2. В ручном или автоматическом режиме находят по разрезу сква­жины величины Гпр.

3. В интервалах повышенных значений Г„р, а также выделенных в качестве перспективных по промыслово-геофизическим дан­ным находят коэффициенты открытой пористости (по результа­там анализа шлама, керна и ГИС). Затем по формуле (5.29) или палетке (рис. 5.10) определяют остаточную газонасыщенностъ флюида пласта ((7ф0). При (7фо < 2,5 м3/м3 исследуемый горизонт относят к водоносному, при Сф0 > 2,5 м3/м3 и величине Сфо, близ­кой к газовым факторам нефтей для залежей, расположенных в районе работ, — к нефтеносному.

Газонефтяные, газоконденсатные и чисто газовые пласты долж­ны характеризоваться величинами Сфо, большими, чем в нефте­носных пластах, однако чисто газоносные пласты с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами в результате повышен­ного вытеснения газа водой (до 0,75—0,85) [176] могут занимать промежуточное положение ПО величине Сфо между водоносными с остаточной нефтью и нефтеносными.

4. Если для вскрываемых залежей известны газовые факторы неф­тей и коэффициент нефтенасыщенности (для нефтенасыщенных коллекторов) или пластовое давление и коэффициент газонасы- шенности (для газонасышенных коллекторов), то определяют ко­эффициент оттеснения флюида по выражению

где Сфр — расчетная газонасыщенность флюида пласта по промысловым данным, данным испытаний ИПТ и т. п., м3/м3.

Коэффициент оттеснения флюида при правильном определе­нии несет информацию о проницаемости газонефтенасыщенных коллекторов.

5. При машинной интерпретации данных ГИС подсчет значе­ний Сф0 и Кп следует проводить по всему разрезу поисково-раз — ведочных скважин и в интервале продуктивных пластов для экс­плуатационных скважин.

6. При полном отсутствии данных о К„ их значения могут быть взяты по сходным объектам соседних месторождений региона или определены по данным ГТИ [88].

Методика количественной интерпретации данных Тазового каротажа управления Запсибнефтегеофизика выгодно отличает­ся от методики ГФП ВНИИНПГ [52] и, тем более, от методики ВНИИгеофизики [99] не только уверенным отличием водонасы­щенных пластов от газонефтенасыщенных и повышенной точ­ностью определения Сфо, но и принципиально иной разрешаю­щей способностью конечных результатов по глубине.

Дело в том, что плохая дифференциация газопоказаний по раз­резу при работе с дегазаторами, из которых ГВС удаляется с рас­ходом 500 см3/мин, связана в основном с влиянием вредного объ­ема дегазатора, который увеличивает время газообмена в дегаза­ционной камере дегазатора [175], приводя к увеличению газовых аномалий по сравнению с эффективными толщинами коллекто­ра, а не с «размазыванием» газовых аномалий за счет отличия осевой и средней скорости потока в затрубье на 30—40%, как это показано в работе [177]. Приводимые в той же работе результаты определения газонасыщенносхи ПЖ по пробам, отобранным пе­ред дегазатором, после запуска во всасывающее устройство насоса двух порций газа (с перерывом в 2,5 мин), имитирующих два пла­ста разной газонасыщенности, не учитывают неизбежного «раз­мазывания» аномалий при прохождении через насос, манифольд, внутреннюю полость бурильных труб, лопатки турбобура и насад­ки долота. Эксперименты, проведенные нами при бурении реаль­ных наклонно-направленных скважин [79], показали, что «разма­зывание» 10-литрового объема солевого раствора, залитого под квадрат и прошедшего через внутреннюю полость бурильных труб (от 1000 до 2200 м), лопатки турбобура, насадки долота и подняв­шегося на дневную поверхность по затрубыо (от 1000 до 2200 м), не превышает 0,5—1,5 мин. Регистрация изменения концентра­ции соли в ПЖ проводилась желобным резистивиметром ст = 1 с. Безусловно, при подъеме с забоя «размазывание» аномалии будет еще меньше. Поэтому реальные отличия осевой и средней скоро­стей потока в затрубье, по сравнению с приводимыми в работе [177], меньше почти на порядок. Это подтверждается и результата­ми промыслового опробования гамма-гамма плотномера ПЖ (рис. 5.4) по характеру поведения аномалий плотности ПЖ, свя­занных с увеличением газонасышенности ПЖ за счет вскрытия га — зонефтенасыщенных пластов.

Поэтому непрерывное определение д(Ад) физическими метода­ми, положенное в основу методики количественной интерпрета­ции данных газового каротажа управления Запсибнефтегеофизика, лишено недостатков плохой дифференциации газонасыщенности ПЖ по разрезу из-за вредного влияния объема дегазатора и позво­ляет уверенно выделять газонефтенасыщенные разности с неболь­шими перемычками при высоких скоростях бурения.

Это преимущество позволяет проводить работы с высокой геологической эффективностью в тонкослоистом разрезе, при выделении промытых зон в оценочных скважинах на поздней стадии разработки месторождений, при дифференциации газо — и нефтенасыщенных участков в сложнопостроенных газонефте- насыщенных коллекторах («рябчик» пластов АВ|_2 Самотлорского месторождения) и в других сложных случаях.

Комментарии запрещены.