Оценка характера насыщения перспективных участков разреза
4.3. Оценка характера насыщения перспективных участков разреза.
В настоящее время при газокаротажных исследованиях скважин производится определение фактической газонасыщенности бурового раствора и углеводородного состава газа анализируемых газовоздушных смесей. В некоторых районах пока ограничиваются измерением только относительного газосодержания бурового раствора с помощью желобных дегазаторов различных типов. В связи с этим применимы три метода интерпретации для оценки характера насыщения коллекторов-данных глубокой и частичной дегазации промывочной жидкости, а также исследования проб шлама. Наилучшие же результаты дает комплексная интерпретация по всем этим методам.
4.3.1. Интерпретация газокаротажных диаграмм по материалам глубокой (термовакуумной) дегазации и раздельного анализа газа.
Определение остаточной нефтегазонасыщенности горных пород и отличие водоносных коллекторов от продуктивных.
Решение основной задачи газового каротажа – выделение продуктивных и водоносных горизонтов – может быть достигнуто путем определения остаточной нефтегазонасыщенности проходимых долотом горных пород.
Остаточную нефтегазонасыщенность разбуриваемых коллекторов можно выразить через параметры, определяемые с помощью газового каротажа. Количество газа Qф, приходящегося на 1л глинистого раствора при проходке того или иного горизонта, должно быть равно
Qф=k(m/Qнt)
где m – количество газа в пласте, см3, приходящееся на единицу объема выбуренной породы;
Qн – производительность буровых насосов, л/мин;
t – время бурения 1 м породы, мин;
k – поправочный коэффициент на сжатие газов при изменении температуры и давления.
Из приведенной формулы следует, что
m= QфQнt/ k
Произведение, стоящее в числителе, выражает общее количество газа, выделившееся из единицы объема выбуренной породы за определенный интервал проходки (1 м).
С помощью коэффициента замеренный на поверхности объем газа приводится к пластовым условиям, т.е. температуре и давлению в пласте. Отношение приведенного объема газа Vпр к объему выбуренной породы V дает представление о газонасыщенности коллектора, %
N=100Vпр/Vи
Реальные газы не вполне подчиняются уравнению Клапейрона и требуют, в частности, введения поправки на сжимаемость Z:
Z=Vр/Vи,
где Vр – объем 1 кг реального газа при данной температуре и давлении;
Vи – объем 1 кг идеального газа при тех же условиях.
Используя основное уравнение состояния идеального газа pV=NRTи, внося поправку на сжимаемость Z, объем замеренного на поверхности газа приводят к пластовым условиям.
Приведем пример расчета объема нефти в пластовых условиях из следующих данных:
газовый фактор 118м3 /м3,
плотность газа 1,031,
плотность нефти 0,86,
пластовое давление 12 МПа,
пластовая температура 42 °С.
По графику на рис. 11 находим, что газ плотностью 1, 031 при растворении в нефти плотностью 0,86 будет иметь кажущуюся плотность в жидкой фазе, равную 0,485 кг/л.
Масса газа, растворенного в 1 м3 нефти, будет равна 118 * 1,03 1*1, 22 = 148 кг (1,22-плотность воздуха при нормальных давлении и температуре).
Объем газа в жидкой фазе составит 148/0,485 =305 л.
Общий объем нефти и газа будет равен 1000 + 305=1305 л, а их масса составит 860 + 148=1008 кг.
Тогда плотность пластовой нефти будет 1008/1305 = 0,772.
В полученное значение плотности пластовой нефти необходимо ввести поправки на сжимаемость и тепловое расширение нефти.
По графику на рис.12 находим, что при давлении 12,7 МПа и плотности пластовой нефти 0,772 поправка составляет 0,009, откуда плотность нефти 0,772 + 0,009 = 0,781.
По графику на рис.13 находим для плотности нефти 0,781 температурную поправку при 42°С, равную 0,02.
Следовательно, окончательная плотность пластовой нефти будет 0,781-0,02=0,761, а объем 1008/0,761=1325 л. Отсюда коэффициент увеличения объема нефти будет равен 1,325.
Таким образом, по замеренной на поверхности величине V0 объем нефти в пластовых условиях можно определить по формуле
V=(V0/G)b (3)
где G – газовый фактор нефти;
b – объемный коэффициент нефти.
При отнесении приведенного к пластовым условиям объема нефти к объему выбуренной породы получим нефтегазонасыщенность
Nн=b400V0/ πDд2GH
Используя описанную методику расчета нефтегазонасыщенности проходимых долотом горных пород, приведем пример интерпретации газокаротажных данных. Допустим, при проведении газового каротажа в скважине за 1 м проходки с долотом диаметром Dд=247,7 мм из промывочной жидкости был извлечен 1 м3горючего газа (исключая фон). Глубина газопроявления соответствовала 1000 м, состав газа указывал на газонасыщенность проходимого горизонта.
Вспомогательные параметры:
- плотность газа 0,6;
- пластовое давление на заданной глубине 9,8 МПа;
- температура на глубине 1000 м (при которой, следовательно, находился газ в пласте) 30°С.
Величину остаточной газонасыщенности выбуренной породы определим по формуле (4).
Nг=1,46V0ZT/πDд2H (4)
При заданных условиях Z=0,83 и, следовательно,
1,46*103*0,83*303/3,14*24,73*100*9,8*10=20,
т.е. 20% объема выбуренной породы занимает горючий газ.
Приведенный фактический материал и теоретические расчеты свидетельствуют о принципиальной возможности определения по данным газового каротажа остаточной нефтегазонасыщенности горных пород.