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 № п/п Место- рождение Возраст Лито- логия Глубина кровли пласта, м Общая мощ- ность пласта, м Откры- тая порис- тость, % Прони- цае- мость, мд Газовый фактор нефти, м3/т Пласто- вое давле- ние, МПа 1 Туймазин- ское Кизелов- ский гор. Карбо- наты 1070-1075 70-75 7 513 12 10,5 2 Новоузыба- шевское Пашийский гор. Песча- ники 2021-2030 2,0-2,4 18-19 996 34-48 20,4-22,3 3 Ромашкин- ское Яснополян- ский гор. - '' - 960-1170 1-10 19-26 320 11-12 9,5-10,7 Кыновско- пашийский гор. - '' - 1537-1570 33 12-26 500-600 45-75 17,5 4 Нурлатское Бобриков- ский гор. - '' - 1215 2,4-10,7 23 305-492 11,8 13,1 Кыновский гор. - '' - 1900 4-25 20-24 - 38,6 - 5 Усинское Староос- кольский гор. - '' - 2919 210 11-13 12-124 65-106 33,2-37,3 6 Мегионское (южная залежь) Валанжин. пласт БВ8 - '' - 1708 20 22,5 174 95 16,8 7 Западно- Сургутское Готерив. пласт БС1 - '' - 2035 20 26,5 680 41 20,4-22,4 8 Варьеган- ское Валанжин. пласт БВ8 - '' - 2140 37,6-46 23 332 109-4300 20,9-37,3 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: Кф - коэффициент опережающей фильтрации; Vп - объем выбуренной породы, см3; Кп - коэффициент пористости горных пород; Кн - коэффициент нефтенасыщенности пород пласта; G - газовый фактор нефти, м3/м3; Q - расход промывочной жидкости, л/с; Vмех - механическая скорость бурения, м/ч; m - мощность пласта, м; qф - газонасыщенность поступающей в скважину промывочной жидкости.
    Принимая наиболее благоприятный для газового каротажа вариант, т.е. ............