Особенности проведения геолого-технологических исследований при выделении маломощных нефтенасыщенных пластов

в разрезе бурящихся скважин и требования, предъявляемые к геолого-геохимической аппаратуре

Муравьев П.П., Лугуманов М.Г. (ОАО НПФ «Геофизика»),

Шилов А.А. (ОАО «Башнефтегеофизика»), г. Уфа

Лопухов В.С. (ОАО «Татнефтегеофизика»), г. Бугульма

В связи с истощением запасов углеводородного сырья на разведанных крупных нефтяных месторождениях возникла необходимость поисков и освоения всех потенциально продуктивных нефтегазоносных пластов как в новых перспективных, так и в старых нефтеносных районах. Детальное изучение геологического строения разреза невозможно без использования комплекса методов геолого-геохимических и технологических исследований в процессе бурения. Выявление в разрезе бурящейся скважины маломощных (1,5 – 2,5 м) нефтенасыщенных пластов, особенно при низких пластовых давлениях, представляет собой довольно сложную задачу, решение которой невозможно без выполнения определенных требований к применяемой аппаратуре, методике проведения исследований и интерпретации получаемой информации.

Основными методами для выделения маломощных пластов в процессе бурения являются газовый каротаж и механический каротаж. Получение качественной информации по газовому каротажу осложняется при мощности пластов менее 2,0 – 2,5 м и особенно при низком газовом факторе нефти (< 20 м³ /т). Из приведенной в табл. 1 краткой характеристики некоторых нефтяных месторождений Волго-Уральской, Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций видно, что наиболее низкий газовый фактор нефти (до 11 м³ /т) характерен для нефтяных месторождений Татарии и Башкирии, а наиболее высокий (> 4000 м³ /т) – для нефтяных месторождений Западной Сибири.

Таблица 1

Общая характеристика нефтеносных пластов

Очевидно, что при наиболее неблагоприятных условиях вскрытия маломощных продуктивных пластов особые требования должны предъявляться к чувствительности газоаналитической аппаратуры (суммарный газоанализатор и хроматограф) и длительности цикла анализа хроматографа.

Для обоснованного выбора необходимой чувствительности хроматографа сделан количественный расчет поступающего из разбуренного нефтенасыщенного пласта мощностью 2 м углеводородного газа при газовом факторе нефти 12 м³ /т, пористости 20 %, диаметре скважины 215,9 мм, механической скорости бурения 1 м/ч и расходе промывочной жидкости 40 л/с.

Газонасыщенность промывочной жидкости (q) при разбуривании продуктивного пласта определяется по формуле

, (1)

где: К_ф – коэффициент опережающей фильтрации; V_п – объем выбуренной породы, см³ ; К_п – коэффициент пористости горных пород; К_н – коэффициент нефтенасыщенности пород пласта; G – газов