|
Оперативное определение характера насыщения пластов-коллекторов
В станциях ГТИ при вскрытии потенциально перспективных объектов в разрезе скважины характер насыщения определяется несколькими методами:
1. Традиционные методы:
по палеткам: базовый треугольник, РАГ (раздельный анализ газа) и ГФК (газовые флюидные коэффициенты), представляющие собой графики изменения геохимических параметров для разнонасыщенных коллекторов.
2. Новые методы:
2.1 По отношению легких углеводородов газовой части флюида
 Для определения фазового состояния углеводородной залежи в условиях заражения бурового раствора тяжелыми углеводородами нам достаточно информации, получаемой по содержанию в ГВС первых трех компонентов парафинового ряда - метан, этан, пропан.
В таблице приведены критерии определения типа пластового флюида в залежи по соотношению легких углеводородов газовой части флюида, которые относятся к составу газа, сепарируемого в процессе добычи и границы флюидных коэффициентов для разнонасыщенных коллекторов на основе исправленных значений компонентов С1 - С3.
При выполнении газового каротажа в процессе ГТИ часть тяжелых углеводородов остается в шламе, что изменяет состав газа - содержание метана увеличивается, а содержание суммы тяжелых углеводородов уменьшается.
Задачей интерпретатора является адаптация предлагаемых зависимостей к конкретным условиям региона работ, а именно, найти коэффициенты связи состава газа при проведении газового каротажа.
Статистическую обработку параметров газового каротажа выполняет программа 'Газовый каротаж'.
По результатам обработки данных корректируются модели пластов, которые используются для определения характера насыщения.
В примере экранной формы приведены результаты интерпретации
значений флюидных коэффициентов ГФК 1, ГФК 2, ГФК 9,
полученные с помощью программы 'Газовый каротаж'.
Прогнозный характер насыщения, приведенного на примере
интервала горизонтального ствола скважины, определен как нефтегазонасыщенный.
2.2 По объемной газонасыщенности бурового раствора
Для определения интервалов залегания, характера насыщения и оценки продуктивности пластов - коллекторов используется объемное газосодержание бурового раствора и ряд вычисляемых параметров.
Объемное газосодержание раствора определяется двумя способами:
непосредственное измерение (при наличии датчиков объемного газосодержания);
расчетный способ.
Измерение часто затруднено из-за невозможности установить датчики в необходимом месте.
Расчетный способ определяет объемное газосодержание раствора через плотности бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее.
Рассчитываются параметры:
- Газовое число;
- Приращение газового числа;
- Приращение объемного газосодержания;
- Приведенные газопоказания;
- Остаточный газовый фактор флюида пласта.
Анализ расчетных параметров выполняется относительно пороговых значений с выдачей сообщений о возможной продуктивности вскрытого коллектора.
Для условий Западной Сибири граничное значение 'нефть - вода' для остаточного газового фактора пласта - (Gфо) равен 2.5 м3/м3.
Значения Gфо < 2.5 м3/м3 будут соответствовать водоносным пластам с растворенным газом.
Значения Gфо > 2.5 м3/м3 и близкие к газовым факторам нефтей для залежей, расположенных в районе работ будут соответствовать нефтеносным пластам.
Газонефтяные, газоконденсатные и чисто газовые пласты характеризуются величинами Gфо большими, чем в нефтеносных пластах.
К пластам с Gфо > 2.5 м3/м3 также можно отнести нефтематеринские породы, сланцевые нефть и газ, бажениты, остаточную нефть
На примере экранной формы приведены графики расчетных параметров на основе объемного газосодержания бурового раствора в функции глубины
В настоящее время работы по оперативному определению характера насыщения
пластов-коллекторов продолжаются. После статистической обработки материала
со скважин появились новые подходы к определению объемного газосодержания
бурового раствора, позволяющие решить задачу определения характера насыщения
на более качественном уровне (Газовый мониторинг).
2.3. Комплексный метод:
- люминесцентно-битуминологический анализ шлама и бурового раствора;
- 'нефтяной' каротаж по ароматическим соединениям;
- определение углеводородных и неуглеводородных компонентов (метан, сумма С2-С4, кислород, водород, углекислый газ, пластовый азот)
Геохимически обоснованной заменой определения (С4+в) является определение неуглеводородных газов (N2, O2, CO2, H2, H2S).
Расчеты показывают, что по УВ газам лучше всего будут определяться нефтяные пласты, а хуже всего воднорастворенный газ.
По неуглеводородным газам (НУВ) лучше всего будут определяться воднорастворенный газ, а хуже всего нефтяные пласты.
Одновременное использование информации по УВ и НУВ газам позволяет определять характер насыщения достаточно четко.
Комплексный метод определения характера насыщения пластов-коллекторов возможен после появления дополнительной информации, которую можно получить путем установки специальной аппаратуры:
- ультрафиолетовый излучатель и видеокамера, установленного на сливе раствора на вибросито;
- вихревой дегазатор;
- выносной ИК-анализатор УВ-газов;
- газовый анализатор неуглеводородных газов.
Презентация
|
