Особенности интерпретации данных газового каротажа при исследовании глубоких скважин (стр. 2 из 2)

Район	Порода	Влажность, %	Коэффициент диффузии УВГ, n*10^-10м²/с
Район	Порода	Влажность, %	CH₄	C₂H₆	С₃Н₈	i·C₄H₁₀	n·C₄H₁₀
СеверныйУстюрт	Глина известняковаяТо жеПесчаникмелкозернистый	20,01,119,3	0,063300112	0,03220063	0,02200042	0,01140041	0,01160042
ЗападнаяСибирь	Глина алевритистаяАргиллит	--	120023	980	6900,9 - 2,2	630	720
Тунгусскийбассейн	АргиллитдоломитизированныйтрещиноватыйМергельангидритизированныйИзвестняк плотный	- - -	920 0,460,114	700 0,350,06	490 0,260,06	380 0,210,05	430 0,240,05
Московская синеклиза	Доломит То же	0,014,1	76002700	46001900	39001500	35001200	38001300

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: СН₄ - 87,0%, С₂H₆ - 5,0%, C₃H₈ - 4,9%, C₄H₁₀ - 1,9%, С₅H₁₂ - 0,9%, C₆H₁₄ - 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 C₃H₈-С₅H₁₂, 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	CH₄		C₂H₆		C₃H₈		C₄H₁₀		C₅H₁₂
Расстояние от устья скважины, м	Способ дегазации ПЖ	% 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 CH₄-С₃H₈, %	Относительный состав газа, %
Суммарная концентрация углеводородных газов, %	Концентрация CH₄-С₃H₈, %	CH₄	C₂H₆	С₃H₈
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.