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 Q_ф, приходящегося на 1л глинистого раствора при проходке того или иного горизонта, должно быть равно

Q_ф=k(m/Q_нt)

где m – количество газа в пласте, см³, приходящееся на единицу объема выбуренной породы;

Q_н – 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= Q_фQ_нt/ 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

N_н=b400V₀/ πD_д²GH

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/πD_д²H (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.