К оглавлению

УДК 550.832.92.622.244.6

Компонентный состав нефтяного газа по данным ИПТ и газового каротажа

А.Ф. БОЯРЧУК (НИИ ГИ)

Испытание скважин пластоиспытателями на бурильных трубах и геофизические исследования промывочной жидкости находят все более широкое применение, особенно при изучении разрезов глубоких скважин, вскрывающих низкопористые коллекторы сложных типов. Для оценки характера насыщения изучаемого разреза широко используются результаты хроматографического анализа УВ-составляющих газовой смеси, извлекаемой из промывочной жидкости или из проб пластового флюида.

Методика оценки характера пластового флюида по компонентному составу УВ-газа, определяемому при газовом каротаже базируется на соотношении УВ от метана до гексана включительно (C1-С6) в нефте-, газо- и водоносных пластах и на отсутствии существенных изменений при соотношении отдельных компонентов газа в его движении с промывочной жидкостью от забоя до поверхности. На основе сопоставления полученных данных об относительном содержании в исследуемом газе предельных УВ с типовым составом газов для рассматриваемых районов (например, с эталонной кривой раздельного анализа газа) делается вывод о характере насыщения изучаемых пластов [4].

При испытании пластов особенно в разрезе глубоких скважин, часто по отобранной пробе из-за очень слабого притока пластового флюида не удается однозначно оценить характер насыщения пород. Поэтому компонентный состав газа в пробе, также как и при газовом каротаже является основным источником информации о характере насыщения испытываемого объекта [5]. Интерпретация результатов компонентного состава газа проводится аналогичным способом.

Ниже, на примере глубокозалегающих верхнемеловых карбонатных отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области рассмотрена сопоставимость компонентного состава газа по результатам газового каротажа и данных испытаний пластов с помощью ИПТ, а также подход к интерпретации материалов при изучении трещинных коллекторов в разрезе глубоких и сверхглубоких скважин.

При обобщении материалов газометрии скважин за основу были взяты результаты эпизодического газового каротажа (ЭГК), заключающегося в периодическом отборе (через каждые 2 м проходки) проб промывочной жидкости, их термовакуумной дегазации и хроматографическом анализе газа. При этом результаты ЭГК по условиям дегазации промывочной жидкости более сопоставимы с аналогичными данными, получаемыми при анализе проб пластовых флюидов, отобранных ИПТ.

В табл. 1 и на рис. 1 приведены обобщенные данные о составе УВ-газа, определенном по результатам испытаний пластов ИПТ и газового каротажа глубокозалегаю-щих карбонатных коллекторов Терско-Сунженской области.

Компонентная характеристика нефтяного газа, определенная по данным газового каротажа, существенно отличается от таковой по результатам ИПТ. Как правило, в извлекаемом из проб промывочной жидкости газе относительное содержание метановой фракции в 1,5-2 раза ниже его значений, определяемых при испытании скважин ИПТ, а содержание тяжелых УВ значительно выше. Последнее обстоятельство обычно объясняется влиянием применяемой в районе технологии бурения, предусматривающей частую обработку промывочной жидкости нефтью и приводящей в свою очередь к нивелированию компонентной характеристики УВ-газов для пластов с различным характером насыщения [1],

Поэтому методика интерпретации материалов газового каротажа глубоких скважин рассматриваемого района базируется на использовании данных о содержании в газе преимущественно легких УВ. При этом наиболее употребимыми геохимическими параметрами являются относительное содержание метана (C1), суммы легких УВ (C1+C2) и флюидные коэффициенты  и , равные соответственно отношению концентраций метана к этану и этана к пропану [2]. Для сравнения в табл. 2 приведены наиболее характерный (с вероятностью не менее 80 %) диапазон изменения и средние величины значений этих параметров, рассчитанных по данным ЭГК и ИПТ. Как и следовало ожидать, величины рассматриваемых геохимических параметров, определенные по результатам испытаний и газометрии скважин, существенно разнятся.

Однако, как показывает анализ геолого-технологических условий проведения газового каротажа, наличие добавок нефти в промывочной жидкости не является главной причиной выявленного различия в соотношении УВ-газов. Так, несмотря на то, что в большинстве случаев из-за слабого проявления пласта при его испытании анализируемые пробы пластового флюида представлены в основном буровым раствором, компонентная характеристика попутных газов существенно не искажена присутствием в промывочной жидкости нефтепродуктов (см. рис 1, а). Полученные соотношения УВ по данным ИПТ хорошо согласуются с имеющимися результатами хроматографического анализа нефтяного газа глубинных проб пластовых флюидов, представленных в работе [3], и могут быть использованы в качестве эталонных для рассматриваемого объекта исследований при интерпретации результатов испытаний пластов.

Выявленная несопоставимость в составах нефтяного газа и в величинах используемых геохимических параметров, определяемых по данным газового каротажа и ИПТ во многом обусловливается различием относительного содержания метана.

Основной причиной существенного занижения концентрации метановой фракции является естественная дегазация промывочной жидкости при выходе ее на поверхность, в результате чего теряется большая часть находящегося в растворе метана. Состав извлекаемого из проб бурового раствора газа становится близким к его фоновым значениям. Этому способствует и низкая газонасыщенность бурового раствора, обусловленная небольшой эффективной емкостью трещинного коллектора и значительным разбавлением выделившегося газа. Поэтому, в условиях бурения глубоких скважин и вскрытия трещинных коллекторов доля газа, поступающего в раствор из разбуриваемых пород, составляет лишь незначительную часть общей его газонасыщенности и, как показали специальные исследования, газонасыщенность циркулирующей промывочной жидкости и компонентный состав извлекаемого из нее газа на входе и выходе скважины различаются незначительно.

Одной из причин, обуславливающей малую газонасыщенность промывочной жидкости и снижающей информативность покомпонентного анализа газа, является наличие опережающей долото фильтрации в коллектор бурового раствора. Поскольку до настоящего времени по этому вопросу нет единого мнения, для количественной оценки были использованы результаты ранее проведенных экспериментальных исследований по фильтрации реальных глинистых растворов через трещинные образцы горных пород [2]. На рис. 2 приведены характерные зависимости объемов профильтрованных через единичную трещину растворов Vф от времени фильтрации t в условиях, моделирующих пластовые. Начальные прямолинейные участки полученных кривых Vф=f(t) характеризуют скорость фильтрации промывочной жидкости в момент вскрытия трещинного коллектора. Расчеты показывают, что в достаточно большом диапазоне раскрытия трещин  (от 50 до 200 мкм) начальная скорость фильтрации глинистых растворов варьирует в небольших пределах и в среднем составляет 0,075-0,1 см/с (2,7-3,6 м/ч).

Как показывают результаты обобщения материалов механического каротажа и данных отработки долот, скорость бурения глубокозалегающих карбонатных отложений Терско-Сунженской области колеблется от 0,2 до 3,5 м/ч, но в большинстве случаев составляет 0,75-1,5 м/ч, что значительно ниже предполагаемых начальных скоростей фильтрации по трещинам промывочной жидкости. Учитывая преобладающее развитие на глубине трещин преимущественно вертикальной ориентации, можно ожидать практически полное вытеснение свободного пластового флюида из системы вторичных пустот в выбуриваемых объемах пластов-коллекторов.

Это приводит к тому, что при газометрии глубоких скважин прежде всего изучается газ, находящийся в пласте в сорбированном состоянии, компонентная характеристика которого в значительной степени может отличаться от состава свободных или растворенных в пластовом флюиде газов, изучаемых при испытании скважин с помощью ИПТ. Поскольку сорбционная способность УВ с увеличением их молекулярного веса возрастает, наличие опережающей фильтрации также приведет к снижению концентраций легких УВ в газовой смеси, изучаемой при газовом каротаже.

Все это искажает истинный состав УВ-газа и в значительной степени нивелируетего компонентную характеристику для нефте- и водонасыщенных пластов (рис. 1, б).В свою очередь существенно снижается информативность хроматографического анализа извлекаемого из проб промывочной жидкости газа и затрудняется практическое использование ЭГК для оценки характера насыщения глубокозалегающих трещинных коллекторов.

Таким образом, компонентная характеристика газа, определяемая по данным ИПТ, даже в случае слабого проявления пласта в процессе испытания, с достаточным приближением соответствует истинному составу нефтяного газа. Для интерпретации результатов пластоиспытаний могут быть использованы имеющиеся эталонные кривые раздельного анализа и значения соответствующих геохимических критериев, характерных для изучаемых месторождений.

Результаты ЭГК прежде всего отражают геолого-технологические условия проведения исследований и в меньшей степени обусловлены характером насыщения разбуриваемых пород. Для повышения информативности компонентного анализа УВ-газов ЭГК необходимо проводить на «входе» и «выходе» скважины с максимальным приближением точки отбора проб на «выходе» к устью скважины. Дальнейшие перспективы повышения эффективности указанной модификации газового каротажа могут быть связаны с разработкой техники и методики отбора и исследования проб промывочной жидкости на «выходе» скважины из затрубного пространства [4].

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.       Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами.- М.: Недра.- 1979.

2.       Боярчук А.Ф. Результаты экспериментального изучения проникновения глинистых растворов в карбонатные коллекторы // Прикладная геофизика.- Вып. 95.- М.: Недра.- 1979.- С. 190-199.

3.       Кондратьев В.Ф., Камкина Л.С. Пластовые нефти и газы мезозойских отложений Терско-Сунженской нефтегазоносной области. Грозный.- Чечено-Ингушское кн. изд-во.- 1981.

4.       Померанц Л.И. Газовый каротаж.- М.: Недра.- 1982.

 

Таблица 1

Средний состав УВ-газа, определенный по данным испытаний пластов и газового каротажа

Вид исследований

Компоненты, %

С1

С2

С3

С4

С5

С6

Нефтенасыщенные пласты

ИПТ

66,8

14,8

9,9

5,4

2,1

1,0

Газовый каротаж

36,3

14,5

14,0

11,1

12,1

12,0

Водонасыщенные пласты

ИПТ

85,5

9,5

3,1

1,2

0,4

0,3

Газовый каротаж

45,6

12,1

10,6

11,0

11,7

9,0

 

Таблица 2

Характерный диапазон измерения геохимических параметров, определяемых по результатам ИПТ и газового каротажа

Характер насыщения пласта

С1, %

С1+С2, %

По данным пластоиспытаний

Нефтенасыщенный

2-9,5

0,5-3,8

40-90

55-95

4.5

1,5

66,8

81,6

Водонасыщенный

4,5-14

1,5-5,5

60-95

75-99

8,9

3

85,5

95

По данным газового каротажа

Нефтенасыщенный

1-3,5

0,5-2 20-65

40-80

2,5

1

36,3

50,8

Водонасыщенный

2-6

0,8-3

30-80

50-90

3,8

1.2

45,6

57,7

 

Рис. 1. Компонентная характеристика нефтяного газа месторождений Терско-Сунженской НГО, определенная по данным ИПТ (а) и газового каротажа (б).

Пласты: 1 - нефтенасыщенные, 2 - водонасыщенные

 

Рис. 2. Зависимость объемов профильтрованного через трещину глинистого раствора от времени фильтрации.

Раскрытие трещин: 1 - 50 мкм, 2 - 100 мкм, 3 - 150 мкм, шифр кривых - давление прокачки DР, МПа