4.3.3. Порядок и примеры интерпретации геологической информации при оценке характера насыщения пластов.
В тех случаях, когда данные газового каротажа дополнены материалами глубокой дегазации и исследованиями состава углеводородного газа, интерпретацию проводят в следующей последовательности:
Определяют качественную характеристику коллекторов;
Отделяют продуктивные пласты от водоносных.
Определение качества газоотдающего источника
Качественная характеристика коллекторов определяется с помощью расчетных хроматермограмм и палетки для раздельного анализа газа (рис. 14) в нефтяных, нефтегазоносных и газоносных горизонтах. В соответствии с этим процесс качественной интерпретации осуществляется в два этапа.
1. Сравнение фактических замеренных хроматермограмм в скважинах с теоретически рассчитанными. Расчетные хроматермограммы отображают характеристику различных пластов – нефтяных, нефтегазоносных и газоносных – в зависимости от общей суммарной концентрации углеводородного газа и чувствительности газоанализатора по отдельным углеводородным компонентам.Сравнение фактических хроматермограмм с расчетными позволяет произвести предварительную качественную оценку выделенных перспективных участков разреза.
Сопоставление кривых, отображающих соотношение содержаний углеводородных компонентов в интерпретируемом участке разреза, с эталонными кривыми.
Для проведения интерпретации с газокаротажной диаграммы в интервале перспективного участка снимают значения содержания каждого углеводородного компонента (в процентах) и в виде точек наносят на специальный бланк РАГ. Состав газа рассчитывают по данным частичной и глубокой дегазации. Нанесенные на бланк точки соединяют линией, форма которой и отображает соотношение содержаний отдельных углеводородных компонентов. Бланк накладывают затем на палетку РАГ (рис. 14) для сопоставления фактических кривых с эталонными. При этом качественно различающиеся пласты имеют определенный характер сопоставимости.
Газоносный пласт. Составы газов по данным частичной и глубокой дегазации близки и их кривые тяготеют к эталонной кривой, соответствующей газоносным горизонтам.
Нефтегазоносный пласт. Кривая состава газа по данным частичной дегазации может быть близка к эталонной кривой газовых пластов, а кривая по материалам глубокой дегазации совпадает с кривой, соответствующей нефтегазоносным горизонтам, или располагается несколько выше ее.
Нефтеносный пласт. Кривая состава газа по данным частичной дегазации близка к эталонной кривой нефтегазоносных горизонтов, а кривая по данным глубокой дегазации совпадает с кривой, соответствующей нефтеносным горизонтам, или располагается несколько выше ее.
С помощью указанных соотношений и производят качественную характеристику выделенных по газовому каротажу перспективных участков разреза.
Описанным этапом интерпретации газокаротажной диаграммы устанавливается только характер насыщения пласта – газовый или нефтяной. Это не означает, что пласт обязательно продуктивен, он может быть и водоносным с растворенным в воде газом или содержать остаточную нефть. Разобраться в этом вопросе позволяет следующий этап интерпретации газокаротажных данных.
Отличие водоносных пластов от продуктивных.
Методика оценки продуктивности пластов основана на определении остаточной нефтегазонасыщенности проходимых долотом горных пород по данным газового каротажа с помощью специальных палеток для определения нефтегазонасыщенности (НН) и газонасыщенности (ГН) (рис. 18-20). Палетки строят в прямоугольной системе координат. По вертикальной оси в логарифмическом масштабе откладывают величину V0, отображающую объем газа, определенный в глинистом растворе при проходке 1 м интервала бурения, погоризонтальной – нефтегазонасыщенность N горных пород, выраженную в процентах по объему.
Для построения палеток необходимо знать все возможные при проходке нефтегазонасыщенных пластов значения V0, которые определяются по формуле
V0 = NπDд2Hp/1,46ZT, (7)
В зависимости от измерения величин диаметра долота, пластового давления, газового фактора, коэффициента сжатия газов и нефтегазонасыщенности пластов величин может меняться в пределах 0 05-2 м3.
Рис. 18. Палетка НН для определения величины остаточной нефтегазонасыщенности пород
Кривые для p (МПа),G (м3/м3): 1-25,98; 2-20,81; 3-15,65; 4-10,48; 5-5,31; Dд=298 мм
Рис. 19. Палетка ГН.
Кривые для p (МПа),t(°C): 1-20,45;
2-15,35; 3-10,28; 4-6,22;5-5,20; Dд=248 мм
Рис.20. Палетка НН.
Кривые для p (МПа),G (м3/м3): 1-23,98; 2-20,81; 3-15,65; 4-10-48; 5-5,31; Dд=248 мм
Интерпретацию газокаротажных диаграмм для оценки продуктивности разреза осуществляют в определенной последовательности.
1. Выбирают палетку для интерпретации. При газоносной качественной характеристике пласта используют палетки ГН, при нефтегазоносной – палетки НН для соответствующего диаметра долота, которым разбуривали пласт.
2. Выбирают на палетке кривую, с помощью которой определяют величины нефтегазонасыщенности N. Выбор кривой обусловливается в основном пластовым давлением, которое приравнивается к гидростатическому давлению на глубине вскрытия горизонта. При нефтеносной качественной характеристике пласта выбор кривой обусловлен величиной газового фактора.
3. Определяют величину V0, которая соответствует интерпретируемому интервалу:
V0=60KQt, (8)
где К – газонасыщенность единицы объема бурового раствора, см3/л,
Q – производительность буровых насосов, л/с;
t- время бурения интервала (1 м), мин.
Исходные параметры K, Q, t снимают с газокаротажной диаграммы.
4. На вертикальную ось выбранной палетки наносят рассчитанную величину V0. От нее мысленно проводят горизонтальную линию до пересечения с соответствующей кривой палетки. Проекции точки пересечения на горизонтальную ось и будет искомой величиной нефтегазонасыщенности N.
При оценке продуктивности исходят из следующих количественных критериев. При газоносной характеристике газонасыщенности до 1% соответствуют водоносные коллекторы с растворенным в воде газом, выше 1% – газоносные пласты. При нефтеносной качественной характеристике пласта нефтегазонасыщенность до 5%, как правило, отвечает водоносным коллекторам, а с остаточным нефтегазосодержанием 6-7% и выше – нефтеносным горизонтам.
Следует иметь в виду, что по данным газового каротажа определяется величина остаточной нефтегазонасыщенности, которая находится в обратно пропорциональной зависимости от нефтегазоотдачи коллекторов. Поэтому, чем выше нефтегазоотдача, тем меньше величина газонасыщенности. По имеющемуся в настоящее время опыту работ представляется возможным ориентировочно наметить следующие количественные границы этой зависимости.
Для газоносных пластов газонасыщенность 2-5% соответствует хорошо проницаемым коллекторам, характеризующимся большими дебитами, газонасыщенность 6-10% – менее проницаемым пластам со сравнительно небольшими дебитами газа, 11-20% – обычно плохо проницаемым пластам, при опробовании которых газ или вообще не получают или получают в незначительных количествах. Эффективное извлечение газа из плохо проницаемых коллекторов происходит лишь после проведения в них гидравлических разрывов или после обработки соляной кислотой.
В случае нефтяных пластов заметного оттеснения нефти фильтратом бурового раствора жидкости не наблюдается, поэтому связать величины нефтегазонасыщенности с нефтеотдачей коллекторов не представляется возможным.
Используя описанный метод определения нефтегазонасыщенности горных пород по данным газового каротажа и ориентируясь на указанные количественные критерии, можно достаточно эффективно разделять пласты на водоносные и продуктивные.
Пример 1.По газовому каротажу выделен перспективный пласт с газоносной качественной характеристикой. Используя описанный порядок интерпретации, оценим его продуктивность.
Поскольку пласт газоносный и разбуривался долотом диаметром 248 мм, для определения его газонасыщенности воспользуемся палеткой ГН, рассчитанной для Dд=248 мм (рис. 19). Глубина залегания пласта 560 м. Последнее позволяет для определения N использовать кривую, рассчитанную для давления 5,9 МПа. Для выяснения V0 снимем с газокаротажной диаграммы исходные данные: K=28 см3/л, Q=50 л/с, t=6 мин.
Подставляем в формулу (8):
V0=60*28*50*6=504000 см3=0,5 м3 (9)
По палетке НН находим, что при V0=0,5 м3 и давлении 5,9 МПа газонасыщенность пласта должна составлять 16,5% объема выбуренной породы (решение задачи показано на рис.19 пунктирной линией). Из указанных выше количественных критериев газонасыщенности следует, что пласт газоносен, но обладает небольшой проницаемостью. При опробовании этого пласта был получен незначительный приток газа. После обработки пласта соляной кислотой дебит скважины резко увеличился и достиг 50 тыс/ м3/сут.
Пример 2. По качественной интерпретации перспективные пласты охарактеризованы как нефтесодержащие, находим Nпо палетке НН, рассчитанной для долота диаметром 248 мм (рис.20). Параметр V0 в интервале описываемых пластов составляет 0,5-0,3 м3, а гидростатическое давление на глубине1470 м – около 14,7 МПа. Используя кривую на палетке, рассчитанную для давления 14,7 МПа, находим на горизонтальной оси величину нефтегазонасыщенности, которая равна для данного случая 12-20%. Такая величина нефтегазонасыщенности указывает на то, что пласт нефтеносен. При опробовании описываемых коллекторов был получен промышленный приток нефти.
Методика оценки характера насыщения перспективных участков по шламу.
Решение данной задачи по шламу осуществляется путем изучения газообразных и жидких углеводородов, содержащихся в породе.
Характеристика шлама с точки зрения его газосодержания дается по величине удельной газонасыщенности – доле пор, занятых газом, в процентах объема открытых пор шлама:
qуд=100(Q – q) / Vkпα
где Q – объем УВ, извлеченных из пробы шлама, см3;
q – среднее содержание УВ в глинистых породах, перекрывающих породы – коллекторы, см3;
V – объем пробы шлама, подвергаемый дегазации, см3;
kп – коэффициент пористости, доли ед.;
α – относительное содержание в пробе основной породы, доли ед.