Способ выделения нефтегазоносных интервалов
Владельцы патента RU 2403385:
Общество с ограниченной ответственностью "Реагент" (RU)
Изобретение относится к способам промыслово-геофизических исследований скважин и может быть использовано для выделения в геологическом разрезе скважины перспективных интервалов на нефть и газ. Способ определения нефтегазонасыщенных интервалов включает отбор шлама и растворенного в буровом растворе газа, анализ этого газа и привязку газового каротажа к конкретным глубинам. При этом отбор шлама проводят в процессе бурения скважин. Из отобранных проб шлама выделяют нефтяные углеводороды. Строят каротажные кривые для углеводородов С5+высш. Привязку углеводородного каротажа производят по аномалии углеводородного состава на границе коллектор - неколлектор. Техническим результатом является повышение точности оперативного выделения продуктивных интервалов проходки при бурении глубоких скважин на нефть и газ. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 5 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для выделения продуктивных интервалов по результатам анализа содержания тяжелых углеводородов С5+высш в сыром шламе, с учетом геофизических исследований скважин в процессе глубокого бурения.
Известен способ выделения нефтегазоносных пластов [1. Авторское свидетельство СССР №981596, Е21В 47/00, 1982 г.], в соответствии с которым проводят газовый каротаж бурового раствора в процессе бурения скважины. Для повышения точности определения нефтегазоносных пластов включают возрастающее по времени прерывание циркуляции, возобновление циркуляции, при которой осуществляют регистрацию суммарного газосодержания бурового раствора. Глубину подошвы нефтегазоносных пластов определяют по началу аномалии при малых перерывах циркуляции, а глубину кровли определяют по уменьшению аномалии газосодержания при больших перерывах циркуляции.
Недостатком описанного способа является низкая точность выделения нефтегазоносных пластов из-за влияния возможных газопроявлений и поглощения промывочной жидкости в ранее разбуренных породах, а также остановка бурения скважины для организации периодической циркуляции бурового раствора.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является выбранный в качестве прототипа способ выделения нефтегазоносных пластов [2. Авторское свидетельство СССР №901483, Е21В 47/00, 1982 г.], включающий измерение расхода бурового раствора, отбор проб шлама и газовый каротаж бурового раствора, вытесняемого из буровых труб путем обратной промывки, при этом исключается влияние ранее разбуренных пластов, так как последние изолируются стенками бурильной колонны.
Зная дебит бурового раствора, внутренний диаметр труб и глубину забоя, рассчитывают время (с начала обратной циркуляции), когда забойная порция бурового шлама выйдет на поверхность, регистрируют показания газоанализатора, определяют газонефтенасыщенность шлама с конкретной глубины.
Привязка газового каротажа при бурении производится по аномалии содержания газовой фазы в буровом растворе, при его периодической обратной циркуляции с разной глубины проходки.
Недостатком прототипа является наличие неопределенности глубины залегания нефтегазонасыщеного интервала за счет того, что при вскрытии проницаемых пластов-коллекторов, в том числе при остановке бурения и небольшого подъема долота, возникает вертикальная фильтрация бурового раствора в пласт, что приводит к уменьшению количества пластового флюида во вскрываемой части пласта. На поверхности анализируются следы остаточного пластового флюида, что дает искаженные результаты по газовому каротажу. Отсутствуют технические средства для определения значений опережающей фильтрации при обратной циркуляции. Корректировать результаты сложно.
Технической задачей, стоящей перед изобретением, является оперативное выделение интервалов проходки с повышенным содержанием нефтяных углеводородов при бурении скважин по результатам геохимических исследований, извлеченных из бурового шлама газовой фазы и углеводородов.
Поставленная задача решается тем, что при определении нефтегазонасыщенных интервалов, включающем отбор шлама и растворенного в буровом растворе газа, анализ этого газа и привязку газового каротажа к конкретным глубинам, отбор шлама проводят в процессе бурения скважин, из отобранных проб шлама выделяют нефтяные углеводороды, а каротажные кривые строят для углеводородов С5+высш.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 приведена диаграмма содержания азота, метана и С5+высш в составе газовой фазы шлама, отобранного из скважины Р - 42, а на фиг.2 - углеводородная каротажная диаграмма.
В процессе бурения разведочной скважины жидкий шлам отбирают в герметичные контейнеры с открытого желоба, с последующим извлечением газовой фазы и нефтяных углеводородов.
В основу предложенного метода исследования жидкого шлама положен известный факт образования газожидкостной слабо разделяющейся эмульсии в условиях высоких скоростей вращения долота в вязком буровом растворе при высоких давлениях.
При типичном газовом каротаже измеряется концентрация углеводородных газов от метана до октанов включительно и азота в газовоздушной смеси, выделившейся из промывочной жидкости при ее движении по желобу.
Исследования газовой фазы, отобранной над смесью бурового раствора со шламом, в тех же интервалах, что и пробы жидкого шлама, показали присутствие С5+высш в следовых либо незначительных количествах.
Многочисленные исследования компонентного состава газа, растворенного в пластовых водах от сеномана до юрских отложений, указывают на повышение концентрации тяжелых углеводородов как с глубиной, так и по мере приближения водонасыщенного горизонта к нефтегазонасыщенным зонам. Максимальное содержание С5+высш в углеводородной части газовой фазы в юрских отложениях приближается к 5% мольным.
Крайне низкое содержание тяжелых углеводородов C5+высш в газовой фазе над шламом объясняется тем, что газ, растворенный в поровой воде или пластовой нефти при бурении не способен образовать в утяжеленном буровом растворе пузырек газа, способный к всплытию. В соответствии с технологией, плотность бурового раствора специально готовится такой величины, при которой шлам, т.е. мелкая горная порода не может быстро осаждаться, а следовательно, не могут всплывать и пузырьки газа. Этот физически понятный факт и заложен в способе отбора сырого шлама, его подготовки для отделения газовой фазы, анализа газа и построения углеводородного каротажа С5+высш, как наиболее информативного при оценке насыщенности породы при бурении скважин.
Для наглядности в таблицах 1 и 2 даны составы газа при газовом каротаже и при дегазации пробы сырого шлама.
Относительный состав газа, полученного при дегазации шлама, определяется как относительное содержание компонентов углеводородных газов и основных неуглеводородных составляющих (азота и диоксида углерода), когда сумма компонентов принимается за 100%.
Углеводородная часть пробы газа определяется на хроматографе «Хром-5» с пламенно-ионизационным детектором на насадочной колонке. Неуглеводородные компоненты определяются на хроматографе «3700» с детектором по теплопроводности.
Из сырого шлама, отобранного в контейнеры, выделяют газовую фазу и определяют компонентный состав от C1 до С8 и строят каротажную диаграмму суммарного содержания нефтяных углеводородов С5+высш.
Оставшийся жидкий шлам подвергают экстрагированию толуолом с накоплением концентрированных толуольных вытяжек, которые исследуют на хроматографе до С20.
Поисковая скважина Р-42 Абалакского лицензионного участка исследована в интервале 1860-2630 м с 10-метровым интервалом. Пробы шлама в количестве 72 штук отобраны в герметически закрывающиеся емкости.
Из фиг.1 видно, что приведенные на ней каротажные диаграммы имеют разную степень информативности. Каротажная диаграмма С5+высш дает четкую картину интервалов повышенного насыщения породы нефтяными углеводородами.
Сравнительные данные по составу выделенной из шлама углеводородной части газа по 72 интервалам через каждые 10 м для наглядности приведены в виде каротажной диаграммы на фиг.2.
| Таблица 1 Компонентный состав газа, отобранного над ситами с отметки 2300 м. Скважина 42-Р Абалакского месторождения |
||
| Наименование компонентов | Содержание компонента, % | |
| массовые доли | мольные доли | |
| Диоксид углерода | 9,23 | 3,94 |
| Азот + редкие, | 13,55 | 8,96 |
| В т.ч. гелий | 0,000 | 0,000 |
| Сероводород | 0,00 | 0,00 |
| Метан | 71,52 | 83,79 |
| Этан | 4,22 | 2,64 |
| Пропан | 1,26 | 0,54 |
| Изобутан | 0,19 | 0,06 |
| Нормальный бутан | 0,23 | 0,07 |
| Изопентан | 0,00 | 0,00 |
| Нормальный пентан | 0,00 | 0,00 |
| Гексаны | 0,00 | 0,00 |
| Гептаны | 0,00 | 0,00 |
| Октаны | 0,00 | 0,00 |
| Молярная масса, г/моль | 18,79 | |
| Плотность, кг/м3 | 0,7812 | |
| Удельный вес газа (по воздуху) | 0,6483 | |
| Низшая теплота сгорания газа, ккал/м3 | 7212 | |
| Низшая теплота сгорания газа, кДж/м3 | 30195 |
| Таблица 2 Компонентный состав газа, выделенного из шлама с отметки 2300 м. Скважина 42-Р Абалакского месторождения |
||
| Наименование компонентов | Содержание компонента, % | |
| массовые доли | мольные доли | |
| Диоксид углерода | 1,18 | 0,50 |
| Азот + редкие, | 26,43 | 17,59 |
| В т.ч. гелий | 0,000 | 0,000 |
| Сероводород | 0,00 | 0,00 |
| Метан | 69,31 | 80,55 |
| Этан | 1,17 | 0,72 |
| Пропан | 0,64 | 0,27 |
| Изобутан | 0,32 | 0,10 |
| Нормальный бутан | 0,35 | 0,11 |
| Изопентан | 0,31 | 0,08 |
| Нормальный пентан | 0,15 | 0,04 |
| Гексаны | 0,14 | 0,04 |
| Гептаны | 0,00 | 0,00 |
| Октаны | 0,00 | 0,00 |
| Молярная масса, г/моль | 18,64 | |
| Плотность, кг/м3 | 0,7750 | |
| Удельный вес газа (по воздуху) | 0,6431 | |
| Низшая теплота сгорания газа, ккал/м3 | 6699 | |
| Низшая теплота сгорания газа, кДж/м3 | 28049 |
Интервалы отбора шлама определены по интервалу проходки и скорости фильтрации бурового раствора.
По результатам углеводородного каротажа интервалы 2363-2397 м, 2405-2456 м, 2475-2537 м характеризуются повышенным содержанием нефтяных углеводородов С5+высш от 2,5 до 17% мольных в выделенной из шлама газовой фазе.
Исходя из результатов сравнения, можно предполагать наличие нефтенасыщенных мощностей в абалакских и юрских отложениях в интервалах, где содержание С5+высш≥5% мольных, т.е. выше их содержания в воде.
Таким образом, проведение газового каротажа в процессе бурения по предлагаемой методике позволяет оперативно выделить интервалы нефтенасыщенных мощностей и наличие рассеянных углеводородов.
Для повышения надежности привязки отобранных проб к соответствующим интервалам проходки по ГИС использована известная закономерность в пористой структуре породы коллекторов и неколлекторов. Коллекторы характеризуются коэффициентом пористости 0,03-0,30. Кровля коллекторов представлена зачастую глинами и аргиллитами, т.е. низкопроницаемым, низкопористым неколлектором. Поры коллекторов насыщены водой, нефтью, газом с различным содержанием углеводородов, особенно С5+высш, которые плохо растворимы в воде. По этой причине граница коллектор - неколлектор должна надежно отбиваться по границе наличие - отсутствие углеводородов С5+высш, а водонасыщенность и нефтенасыщенность по абсолютной величине концентрации С5+высш - в жидком шламе.
Таким образом, привязка углеводородного каротажа при бурении скважин к интервалу по ГИС осуществляется на границе неколлектор - коллектор по началу аномалии содержания углеводородов С5+высш, а насыщенность коллектора по воде и углеводородам по величине аномалии С5+высш - в пробах жидкого шлама.
В частности, по ГИС переходная глинистая зона от абалака к юрским отложениям лежит в интервале 2448,4-2489,8 м, по углеводородному каротажу (Фиг.1 и 2) этот глинистый интервал соответствует отметкам отбора проб шлама 2450-2480 м.
Следовательно, отметка 2480 м по шламу соответствует отметке 2489,8 м по ГИС, и все данные по глубине отбора подлежат корректировке в сторону увеличения реальной глубины отобранного шлама на 10 м.
В таблицах 3 и 4 приведены уточненные после привязки результаты углеводородного каротажа и ГИС Баженовской свиты и юрских отложений, а также результаты испытания на продуктивность интервалов вскрытия исследуемой скважины.
| Таблица 3 Интервалы перспективные на приток нефти по Баженовской свите |
||||
| № п/п | Глубина отбора шлама, м | Содержание С5+высш в углеводородной части газ. фазы, % мольных | Глубина отбора с привязкой по ГИС, м | Оценка коллекторских свойств по данным ГИС |
| 1 | 2422 | 7,33 | 2421-2425 | коллектор |
| 2 | 2442 | 6,52 | 2439-2442 | коллектор |
Испытаны на приток интервалы 2382 м, 2392 м, 2427-2432 м, дали воду с содержанием С5+высш 2,5-3,8% мольных, что характерно для воды вблизи контакта с нефтенасыщенными породами.
| Таблица 4 Интервалы перспективные на приток нефти по юрским отложениям |
||||
| № п/п | Глубина отбора шлама, м | Содержание С5+высш в углеводородной части газ. фазы, % мольных | Глубина отбора с привязкой по ГИС, м | Оценка коллекторских свойств по данным ГИС |
| 1 | 2460 | 8,35 | 2459-2462 | коллектор |
| 2 | 2490 | 5,97 | 2490-2492 | коллектор |
| 3 | 2500 | 13,22 | 2499-2501,4 | коллектор |
| 4 | 2530 | 8,06 | 2530-2535 | коллектор |
| 5 | 2540 | 11,83 | 2540-2544 | коллектор |
На приток испытан интервал 2590-2610 м с содержанием в шламе С5+высш 1,78-2,78% мольных. Получена вода с близким содержанием углеводородов в газовой фазе.
| Таблица 5 Характеристика точек отбора шлама по ГИС и углеводородному каротажу. Скважина Р-42 Абалакского лицензионного участка |
||||||||
| № п/п | Глубина, м | Содержание в составе С5+высш
% мольн. |
ИК, мСим |
ПС, мВ | ГК, мкр/ч | УЭС, Ом·м | Кnр, % |
Тип насыщения по ГИС |
| Баженовская свита | ||||||||
| 1 | 2352 | 0,39 | ||||||
| 2 | 2362 | 0,27 | ||||||
| 3 | 2372 | 1,28 | 218,75 | 37,5 | 12 | |||
| 4 | 2382 | 3,84 | 148,75 | 37,5 | 12 | 4,1 | вода при испытании | |
| 5 | 2392 | 3,88 | 48,125 | 26,0 | 40,9 | 9,6 | 12,6 | вода при испытании |
| 6 | 2402 | 2,97 | 126,875 | 33,75 | 21,35 | 5,3 | 10,2 | |
| 7 | 2412 | 0,74 | ||||||
| 8 | 2422 | 7,33 | 148,75 | 34,375 | 33,25 | 9,1 | 2,1 | |
| 9 | 2432 | 2,51 | 2427-2432 м вода при испытании | |||||
| 10 | 2442 | 6,52 | 186,0 | 38,75 | 8,925 | 4,8 | 10,9 | |
| Юрские отложения | ||||||||
| 1 | 2460 | 8,35 | ||||||
| 2 | 2470 | 2,78 | ||||||
| 3 | 2480 | 2,64 | ||||||
| 4 | 2490 | 5,97 | 249,80 | 0,00 | 4.50 | 2,9 | 21,4 | вода по ГИС |
| 5 | 2500 | 13,22 | 161,80 | 43,75 | 9,50 | 8,9 | 6,6 | вода по ГИС |
| 6 | 2530 | 8,06 | 135,65 | 37,50 | 8,25 | 6,9 | 6,9 | вода по ГИС |
| 7 | 2540 | 11,83 | 148,85 | -6,25 | 6,50 | 5,8 | 19,2 | |
| 8 | 2550 | 2,78 | ||||||
| 9 | 2560 | 2,36 | ||||||
| 10 | 2570 | 2,69 | ||||||
| 11 | 2590 | 1,78 | вода при испытании | |||||
| 12 | 2610 | 2,78 | ||||||
| 13 | 2620 | 2,17 | ||||||
| 14 | 2630 | 6,78 | 4,40 | -50 | 8,00 | 604,1 |
Содержание нефтяных углеводородов в толуольных вытяжках из отобранных проб сырого шлама (Таблица 5) подтверждает высокую вероятность нефтенасыщенности коллектора на отметках 2460 м, 2540 м. В то же время в пробах шлама с тех же отметок отобранных после сит, толуольные вытяжки не содержат нефтяные углеводороды.
Таким образом, приведенный пример практического использования (точнее не использования) предложенного способа выделения нефтегазоносных интервалов показал:
пять вскрытых, перспективных по ТИС, и испытанных интервалов дали приток воды без следов нефти;
по углеводородному каротажу С5+высш испытанные интервалы интерпретировались как водонасыщенные с растворенным в воде газом;
не вскрытые интервалы в районе отметок 2442, 2460, 2500, 2530, 2540 по содержанию С5+высш в шламе перспективны для испытаний на нефтенасыщенность (рассматривается возможность их испытания заказчиком).
Следовательно, результаты испытаний скважины Р-42 Абалакского лицензионного участка убедительно свидетельствуют о более высокой информативности углеводородного каротажа при оценке коллекторов на нефтегазонасыщенность как по сравнению с газовым каротажем по прототипу, так и по сравнению с используемыми методами ГИС.
1. Способ определения нефтегазонасыщенных интервалов, включающий отбор шлама и растворенного в буровом растворе газа, анализ этого газа и привязку газового каротажа к конкретным глубинам, отличающийся тем, что отбор шлама проводят в процессе бурения скважин, из отобранных проб шлама выделяют нефтяные углеводороды, каротажные кривые строят для углеводородов С5+ высш, а привязку углеводородного каротажа производят по аномалии углеводородного состава на границе коллектор - неколлектор.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водонасыщенность и нефтенасыщенность интервалов оценивают по величине содержания нефтяных углеводородов состава C5+высш.
