Особенности интерпретации данных газового каротажа при исследовании глубоких скважин
Особенности интерпретации данных газового каротажа при исследовании глубоких скважин
П.П. Муравьев, Ш.Т. Мусяков (ОАО "Башнефтегеофизика")
Основными задачами газового каротажа при исследовании поисковых и разведочных скважин являются:
выявление в разрезе бурящейся скважины перспективных нефтенасыщенных пластов-коллекторов;
оценка характера насыщенности пласта-коллектора;
выделение зон аномально высоких поровых давлений;
предупреждение внезапных выбросов пластового флюида.
При решении второй и третьей из перечисленных задач важнейшим информативным параметром является относительный состав газа. В настоящее время при газовом каротаже измеряются концентрации углеводородных газов СН>4>, C>2>H>6>, C>3>H>8>, C>4>H>10>, C>5>H>12>, C>6>H>14> в газовоздушной смеси, извлекаемой желобным дегазатором из промывочной жидкости (ПЖ), и в газовой смеси, выделяющейся при глубокой дегазации проб ПЖ.
Относительный состав газа определяется расчетным путем, как относительные содержания компонентов углеводородных газов (УВГ) от метана до гексана включительно, когда суммарное содержание УВГ принимается за 100%.
При интерпретации данных газового каротажа с использованием информации об относительных содержаниях компонентов УВГ необходимо учитывать, что относительный состав извлеченного при дегазации ПЖ газа в большинстве случаев не соответствует относительному составу УВГ вскрытого пласта, претерпевая изменения в процессе его транспортировки от забоя скважины до хроматографа в станции ГТИ.
Рассмотрим более подробно изменения состава УВГ на забое скважины при вскрытии пласта-коллектора. В данной статье не рассматриваются вопросы инфильтрации промывочной жидкости под буровым долотом, так как они подробно рассмотрены в работе О. А. Черемисинова [1].
Фильтрация пластового флюида в процессе вскрытия пласта подчинятся закону Дарси:
,
где:
-
коэффициент проницаемости,
-
вектор градиента давления,
-
вязкость пластового флюида.
На забое глубоких скважин наблюдаются высокие температура (до 100 - 150 °С) и давление (до 80 - 100 МПа) [2], что способствует переходу углеводородов в газообразное и парообразное состояния. В табл. 1 даны значения критических температур и давлений, а также молекулярной массы и температуры кипения для ряда углеводородных газов.
Таблица 1. Характеристики углеводородных газов
|
Компонент |
Молекулярная масса |
Критическая температура, °С |
Критическое давление, МПа |
Температура кипения при давлении 0,1 МПа, °С |
|
Метан |
16,04 |
-95,5 |
4,58 |
-160,0 |
|
Этан |
30,07 |
+35,0 |
4,80 |
-84,1 |
|
Пропан |
44,09 |
+97,0 |
4,20 |
-44,1 |
|
Бутан |
58,12 |
+153,0 |
3,75 |
+0,3 |
|
Пентан |
72,15 |
+197,2 |
3,33 |
+36,4 |
|
Гексан |
86,17 |
+234,5 |
2,99 |
+69,0 |
|
Гептан |
100,20 |
+266,8 |
2,70 |
+98,4 |
|
Октан |
114,22 |
+296,4 |
2,46 |
+125,5 |
Исходя из значений критических температур
и
давлений
для
различных газов, состава газа и реальных
термобарических условий на забое
глубоких скважин (
>
100 °С и
>
50 МПа), можно предположить, что метан,
этан, пропан будут находиться в
газообразном, а бутан, пентан, гексан,
гептан и октан - в парообразном состояниях.
Высокая растворимость углеводородных
газов и тяжелых углеводородов в воде
при больших давлениях приводит к их
значительному насыщению углеводородами,
особенно тяжелыми.
Наличие большого количества углеводородов в газообразном и парообразном состояния вносят специфические особенности в физическое состояние пластового флюида. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при давлении более 25 МПа и температуре более 100 °С наступает обратная растворимость (ретроградное испарение) - жидкие углеводороды начинают растворяться в газе, и при определенных давлении и температуре смесь флюидов полностью превращается в газ. При понижении давления из смеси начинает выпадать конденсат в виде жидких углеводородов (обратная конденсация) [З].
Большое количество газа в пластовом флюиде уменьшает его плотность, вязкость и поверхностное натяжение.
На рис. 1 показаны кривые изменения динамической вязкости УВГ в зависимости от давления. Видно, что с увеличением давления вязкость тяжелых УВГ (пропан - гексан) резко возрастает, вязкость метана и этана растет менее значительно. С ростом температуры от 50 до 100 °С вязкость метана - гексана также возрастает, но незначительно [4].
Рис. 1. Изменение динамической вязкости УВГ от давления
Вследствие низкой вязкости пластового флюида и его насыщения газом он приобретает высокие миграционные свойства. В частности, при вскрытии коллектора с репрессией на пласт пластовый флюид легко оттесняется фильтратом бурового раствора по порам и трещинам в глубь пласта. Лишь незначительная часть пластового флюида остается в микропорах и микро трещинах и при разрушении породы долотом переходит в буровой раствор. Основная же часть газа поступает в буровой раствор из изолированных пор, каверн и трещин. Анализ относительного состава УВГ открытых и закрытых пор показывает (табл. 2), что в составе последних преобладают тяжелые углеводороды, причем эта разница становится более существенной для глубоко залегающих отложений. Результаты, полученные другими исследователями [1], также подтверждают указанную закономерность. Общее содержание УВГ в закрытых порах изменяется от 5 - 8 до 120 - 150 см3/дм3. Выявлено, что в продуктивных карбонатных отложениях газосодержание закрытых пор увеличивается.
Таблица 2. Состав углеводородного газа открытых и закрытых пор
|
Район |
Характер насыщения пласта |
Поры |
Состав газа, % отн. |
|||||
|
CH>4> |
C>2>H>6> |
C>3>H>8> |
C>4>H>10> |
C>5>H>12> |
C>6>H>14> |
|||
|
Татария |
Нефть |
откр |
7,00 |
3,2 |
35,10 |
22,40 |
20,30 |
6,00 |
|
закр |
6,00 |
8,40 |
32,10 |
23,50 |
21,70 |
7,60 |
||
|
Башкирия |
Нефть |
откр |
23,10 |
17,8 |
20,70 |
17,70 |
15,90 |
4,80 |
|
закр |
17,70 |
15,40 |
20,90 |
22,60 |
17,30 |
6,10 |
||
|
Вода |
откр |
28,20 |
16,8 |
20,00 |
14,80 |
15,70 |
4,50 |
|
|
закр |
22,80 |
15,30 |
20,10 |
16,90 |
18,10 |
6,80 |
||
|
Саратовское Поволжье |
Нефть |
откр |
53,20 |
19,6 |
11,30 |
8,06 |
5,27 |
2,57 |
|
закр |
35,20 |
18,30 |
15,42 |
13,32 |
12,44 |
5,32 |
||
|
Газ |
откр |
57,53 |
14,7 |
10,02 |
9,12 |
5,97 |
2,66 |
|
|
закр |
47,80 |
12,80 |
13,30 |
11,55 |
10,70 |
3,85 |
||
|
Вода |
откр |
41,80 |
21,9 |
13,30 |
3,33 |
8,70 |
10,97 |
|
|
закр |
22,96 |
17,82 |
18,36 |
17,80 |
15,83 |
7,23 |
||
|
Коми |
Газовый конденсат |
откр |
56,12 |
12,70 |
12,78 |
8,30 |
7,30 |
2,80 |
|
закр |
40,30 |
16,22 |
16,38 |
11,79 |
11,21 |
4,10 |
Различие в газах открытых и закрытых пор объясняется тем, что тяжелые углеводороды обладают по сравнению с метаном значительно более высокой сорбционной способностью по отношению к породам, детритному и рассеянному органическому веществу, благодаря чему они могут частично концентрироваться в породах и особенно в закрытых порах [5].
Следовательно, если вскрытие пласта происходит с превышением забойного давления над пластовым, буровой раствор должен обогащаться преимущественно газом из закрытых пор, в составе которого преобладают тяжелые УВГ. Вследствие этого относительный состав УВГ в буровом растворе не может характеризовать фактический состав газа в пласте. По мере вскрытия пласта происходят оттеснение пластового флюида и закупорка призабойной зоны пласта. Скорость оттеснения флюида и глубина проникновения фильтрата бурового раствора в пласт будут зависеть от многих факторов -величины репрессии на пласт, вязкости пластового флюида, структуры порового пространства, проницаемости коллектора и т. д. Оттесненный газ после вскрытия пласта вследствие большой разницы в концентрациях УВГ в пласте и в скважине начинает диффундировать через стенки скважины.
Повышенной диффузионной способностью характеризуются легкие газообразные компоненты. Диффузионная проницаемость пород зависит от их литологического и минерального состава, пористости, природы диффундирующих компонентов, сорбционных свойств, растворимости пластового флюида и пр. С ростом молекулярной массы УВГ коэффициент диффузии снижается. Для водонасыщенных глин коэффициент диффузии для УВГ колеблется в пределах 10-10 ÷ 10-11 м2/с, с ростом влажности пород он резко снижается [6], что иллюстрируется табл. 3. Из табл. видно, что коэффициент диффузии для метана значительно выше коэффициента диффузии для тяжелых УВГ. Повышение плотности пород приводит к снижению коэффициента диффузии, однако при наличии трещин и примесей инородного материала коэффициент диффузии значительно возрастает.
Таблица 3. Коэффициент диффузии газообразных углеводородов для пород различной влажности
|
Район |
Порода |
Влажность, % |
Коэффициент диффузии УВГ, n*10-10м2/с |
||||
|
CH>4> |
C>2>H>6> |
С>3>Н>8> |
i·C>4>H>10> |
n·C>4>H>10> |
|||
|
Северный Устюрт |
Глина известняковая То же Песчаник мелкозернистый |
20,0 1,1 19,3 |
0,06 3300 112 |
0,03 2200 63 |
0,02 2000 42 |
0,01 1400 41 |
0,01 1600 42 |
|
Западная Сибирь |
Глина алевритистая Аргиллит |
- - |
1200 23 |
980 |
690 0,9 - 2,2 |
630 |
720 |
|
Тунгусский бассейн |
Аргиллит доломитизированный трещиноватый Мергель ангидритизированный Известняк плотный |
- - - |
920 0,46 0,114 |
700 0,35 0,06 |
490 0,26 0,06 |
380 0,21 0,05 |
430 0,24 0,05 |
|
Московская синеклиза |
Доломит То же |
0,01 4,1 |
7600 2700 |
4600 1900 |
3900 1500 |
3500 1200 |
3800 1300 |
При диффундировании УВГ из пласта в скважину следует ожидать опережающей диффузии метана, этана и пропана, как более легких углеводородных газов, имеющих, к тому же, высокую концентрацию. По мере поступления их в скважину и обогащения бурового раствора должно происходить изменение состава газа в сторону повышения доли легких углеводородных компонентов. Это наглядно подтверждают экспериментальные данные, полученные на глубокой разведочной скв. 38 Вуктыл (рис. 2). При ее бурении на глубине 5091,8 м был вскрыт нефтегазонасыщенный пласт. По результатам термовакуумной дегазации проб ПЖ, взятых после вскрытия пласта, содержание метана, этана, пропана, бутана, пентана и гексана было соответственно 48,5%, 15,2%, 20%, 13,3%, 2,8%, 0,5%, и пласт характеризовался, как ярко выраженный нефтенасыщенный (кривая 1, рис. 2).
Рис. 2. Изменение относительного состава УВГ в процессе вскрытия пласта и во время простоя скважины:
1 - при вскрытии пласта; 2 - через 12 ч после вскрытия; 3 - через 48 ч после вскрытия; 4,5 - через 4 и 10 сут после вскрытия; 6 - истинный состав УВГ
Пробы ПЖ, взятые через 24 ч (бурение на скважине не проводилось), показали уменьшение содержания в пробах этана, пропана, бутана и увеличение концентраций метана (кривая 2). В дальнейшем, в процессе простоя скважины, периодически отбирались пробы ПЖ, и процесс "облегчения" углеводородного состава извлеченного из проб газа продолжался (кривые 3, 4, 5). Пробы ПЖ, отобранные через 45 сут, и хроматографический анализ извлеченного из проб газа дал следующие результаты: СН>4> - 87,0%, С>2>H>6> - 5,0%, C>3>H>8> - 4,9%, C>4>H>10> - 1,9%, С>5>H>12> - 0,9%, C>6>H>14> - 0,4% (кривая 5), и состав газа стал близок к составу газа вскрытой газоконденсатной залежи (кривая 6).
При оперативной интерпретации результатов хроматографического анализа газовоздушной смеси (ГВС) и газа, извлеченного из проб бурового раствора, вышеприведенные факторы необходимо учитывать во избежание выдачи неправильного заключения о характере насыщенности пласта.
В процессе подъема промывочной жидкости от забоя до устья скважины происходит снижение давления и температуры, вследствие чего пентан и гексан переходят в жидкое состояние, происходит увеличение объема газа, а метан, этан, пропан и бутан диффундируют вверх по стволу скважины, в сторону меньших концентраций, т. е. относительный состав газа изменяется.
Но особенно значительное изменение состава газа в ПЖ наблюдается при движении промывочной жидкости от устья скважины до вибросита (табл. 4). Данный эксперимент проводился на скв. 48 Подымаловской пл. (Башкирия) К. М. Снарским. Пробы промывочной жидкости отбирались из затрубного пространства с глубины 0,2 м ниже устья скважины, непосредственно у устья и через 1, 2, 4 м от устья. Из приведенных в табл. данных видно, что особенно резко снижается концентрация метана на первоначальном отрезке движения ПЖ (затрубное пространство - 1 м от устья скважины). Относительный состав газа изменяется в сторону увеличения тяжелых углеводородов C>3>H>8>-С>5>H>12>, поэтому при проведении газового каротажа желобной дегазатор необходимо размещать как можно ближе к устью скважины, а при возможности забор ПЖ производить из затрубного пространства. При интерпретации результатов раздельного анализа УВГ необходимо учитывать данный фактор, особенно если дегазатор в процессе проведения газового каротажа устанавливается на различных расстояниях от устья.
Таблица 4. Изменение относительного состава УВГ при движении промывочной жидкости от устья скважины до вибросита
|
Расстояние от устья скважины, м |
Способ дегазации ПЖ |
CH>4> |
C>2>H>6> |
C>3>H>8> |
C>4>H>10> |
C>5>H>12> |
|||||
|
% абс. |
% отн. |
% абс. |
% отн. |
% абс. |
% отн. |
% абс. |
% отн. |
% абс. |
% отн. |
||
|
Затрубное пространство |
ТВД |
0,302 |
94,6 |
0,0026 |
0,8 |
0,0067 |
1,8 |
0,0048 |
1,5 |
0,0041 |
1,3 |
|
Устье скважины |
ТВД |
0,100 |
91,5 |
0,0050 |
4,6 |
0,0016 |
1,5 |
0,0013 |
0,2 |
0,0013 |
1,2 |
|
1 м |
ТВД |
0,065 |
67,0 |
0,0100 |
10,2 |
0,0102 |
14,6 |
0,0054 |
5,6 |
0,0020 |
2,1 |
|
2 м |
ТВД |
0,065 |
67,0 |
0,0100 |
10,6 |
0,0144 |
14,7 |
0,0049 |
5,0 |
0,0021 |
2,2 |
|
4 м |
ТВД |
0,061 |
65,5 |
0,011 |
11,5 |
0,0108 |
16,0 |
0,0047 |
5,0 |
0,0019 |
2,0 |
|
4,2 м |
Поплавковый дегазатор |
0,024 |
87,5 |
0,0023 |
8,5 |
0,0005 |
2,0 |
0,0003 |
1,0 |
0,0003 |
1,0 |
Относительный состав газа зависит также от типа применяемого дегазатора. В табл. 5 приведены результаты сравнительных испытаний отечественного поплавкового дегазатора и центробежного дегазатора с принудительным дроблением потока фирмы Geoservices (Франция). Испытания проводились на скв. 39 Тенгиз при бурении с применением известково-битумного раствора ИБР-2 плотностью 2,13 -2,16 г/см3 и условной вязкостью 48 - 55 с. Из табл. видно, что центробежный дегазатор не только в 7 - 8 раз, по сравнению с поплавковым, повышает степень дегазации ПЖ, но и изменяет относительный состав газа в сторону увеличения в извлеченной ГВС концентрации метана. Поэтому при проведении газового каротажа желательно применять один тип желобного дегазатора и учитывать данные обстоятельства при интерпретации полученных результатов раздельного анализа УВГ.
Таблица 5. Изменение состава газа, извлечённого из ПЖ, в зависимости от типа используемого желобного дегазатора
|
Суммарная концентрация углеводородных газов, % |
Концентрация CH>4>-С>3>H>8>, % |
Относительный состав газа, % |
||
|
CH>4> |
C>2>H>6> |
С>3>H>8> |
||
|
Поплавковый дегазатор |
||||
|
0,25 |
0,190 |
78,9 |
15,8 |
5,3 |
|
0,35 |
0,225 |
71,1 |
21,8 |
7,1 |
|
0,70 |
0,290 |
79,3 |
17,2 |
3,5 |
|
0,75 |
0,440 |
72,7 |
19,8 |
7,5 |
|
1,10 |
0,490 |
82,1 |
12,2 |
5,7 |
|
1,20 |
0,560 |
71,4 |
19,6 |
9,0 |
|
Дегазатор Geoservices |
||||
|
2,2 |
1,16 |
87,9 |
8,6 |
3,5 |
|
3,7 |
1,45 |
80,1 |
15,2 |
4,7 |
|
4,6 |
1,54 |
81,9 |
14,6 |
3,5 |
|
5,5 |
1,59 |
73,6 |
20,7 |
5,3 |
|
7,5 |
3,94 |
88,8 |
9,1 |
2,1 |
|
9,4 |
5,30 |
84,9 |
9,4 |
5,7 |
Исследования, проведенные Л. А. Галкиным [7], показали, что изменение состава УВГ может происходить и в процессе транспортировки ГВС по газовоздушной линии из дегазатора до хроматографа при использовании полихлорвиниловой трубки. Полихлорвинил имеет свойство сорбировать тяжелые углеводороды, а при нагревании отдавать их, т. е. десорбировать. Поэтому, особенно весной и летом, при резких перепадах положительных температур, наблюдаются изменения относительного состава извлекаемой из ПЖ газовоздушной смеси (при росте температуры - увеличение доли в ГВС тяжелых углеводородов). Для получения достоверной информации о составе газа необходимо применять трубку из материала, не сорбирующего углеводороды, или осуществлять подогрев газовоздушной линии на всем ее протяжении до постоянной определенной температуры (+20 ÷ +40 °С). При использовании трубки ПВХ необходимо учитывать возможные искажения состава углеводородных газов (особенно при низких фоновых значениях УВГ).
Состав УВГ изменяется и в процессе проведения термовакуумной дегазации проб ПЖ и зависит от выбранного режима дегазации. Экспериментальные данные показывают, что оптимальным режимом дегазации являются температура нагрева проб 95 °С, вакуум - 0,09 МПа. При изменении режима ТВД необходимо вносить коррективы при интерпретации.
Относительный состав УВГ может изменяться в процессе хроматографического анализа и зависит от режима работы хроматографа, применяемого сорбента, плотности, его набивки, степени сорбции и десорбции тяжелых углеводородов сорбентом при каждом цикле анализа и пр.
Таким образом, при интерпретации первичного материала газокаротажных исследований необходимо иметь в виду следующее:
• состав УВГ, полученный при хроматографическом анализе ГВС и газа проб ТВД, не всегда соответствует истинному составу УВГ вскрытого пласта;
• относительный состав газа претерпевает значительные изменения в процессе его транспортировки от забоя скважины до хроматографа станции.
Для получения достоверной информации о составе УВГ необходимо:
• забор ПЖ производить из затрубного пространства и периодически проводить термовакуумную дегазацию проб бурового раствора;
• в качестве газовоздушной линии необходимо использовать трубку из материала, не сорбирующего тяжелые углеводороды;
• режим работы хроматографа должен оставаться постоянным в процессе проведения исследований на скважине, особенно при подходе к перспективному интервалу и вскрытии нефтегазонасыщенного пласта.
Список литературы
1. Черемисинов О. А. Проблемы газометрии скважин. М.: Недра, 1973. 214 с,
2. Прогноз и оценка нефтегазоносности недр на больших глубинах. Под ред. С. Н. Симакова. Л.: Недра, 1986. 248 с.
3. Геология нефти и газа. М-: Недра, 1980. 245 с.
4. Голубев И. Ф., Гнездилов И. Я. Вязкость газовых смесей. М.: Стандарты, 1971. 340с.
5. Отбор проб и анализ природных газов нефтегазоносных бассейнов. Под ред. И. С. Старобинца и М. К. Калинко. М.: Недра, 1985. 239 с.
6. Зорькин Л. М., Старобинец И. С., Стадник Е. В. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1984. 248 с.
7. Галкин Л. А.. Слуцкина Г. А. Изменения состава газовоздушной смеси при ее транспортировке по газовоздушной линии//В кн. Методика и техника газового каротажа. М.: Недра, 1971. С. 35 - 39.