Введение в проблему
Задача оперативного прогнозирования пластового флюида по данным ГТИ входит в число основных задач газового каротажа, проводимого службой геолого-технологического контроля скважин. Проблема оперативного прогнозного определения типа флюидонасыщения по данным ГТИ с достаточной достоверностью существует и по сей день.
В качестве приближения к решению данной задачи Э.Е. Лукьяновым в 1987 г. был предложен «Обобщенный показатель углеводородного состава» (ОПУС) как геохимический критерий определения характера насыщения пластов-коллекторов [1].
Развитием данного направления исследований является работа «Критерии определения типа пластового флюида в залежи по соотношению легких углеводородов газовой части флюида» [2], продолженная в «Новой технологии определения характера насыщения пластов-коллекторов по данным газового каротажа» [3] и в монографии «Интерпретация данных ГТИ» [4].
Информационной основой всех этих работ являются опубликованные данные по составу газовой части газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтяных месторождений СССР и многих зарубежных стран [5–7], которые позволили выделить характерные отличия по соотношению С1 – С3 для каждого типа месторождений.
Из фундаментальных работ, используемых для решения данной задачи, следует назвать работу Н.Г. Заикина «Некоторые статистические характеристики природных газов» (1971 г.) [5]. Особенность этой работы в том, что анализируемые данные рассматриваются как выборки, подчиняющиеся закону больших чисел, что позволяет рассматривать их в статистическом аспекте.
По свободным газам газовых месторождений анализировались данные по 564 пробам с 206 месторождений. По свободным газам газонефтяных месторождений обработан 401 анализ газа по 102 месторождениям. По попутным газам нефтяных месторождений проанализированы пробы по сотням анализов.
Огромный объем информации получен через данные, опубликованные в справочнике «Нефти месторождений Советского Союза» [6], а также в справочнике «Нефти и газы месторождений зарубежных стран» [7]. Дополнительно использовались и публикации последних лет, появляющиеся в монографиях и периодических изданиях.
Много нового и интересного появилось за рубежом, где развитие и совершенствование в данной области не прекращалось все это время, о чем указано в великолепном обзоре С.М. Аксельрода [8].
Но в то же время попытка копирования зарубежных новаций является тупиковой, потому что она (эта попытка) приводит к знакомому уже варианту «догонять, не догоняя». Тем более, несмотря на серьезный прогресс, достигнутый в таких компаниях как «Geolog», «Geoservices» и других, с методической точки зрения не все так, как надо.
Как известно, за рубежом широко использовались следующие методики:
1) диаграмма Пикслера;
2) треугольник фирмы «Геосервис».
В свое время была проделана большая работа по проверке их работоспособности в российских условиях, т.е. при использовании скважинных и справочных данных по месторождениям СССР и России. Результат был неутешительным. Значительная часть испытываемых данных не вписывалась в обозначенные рамки продуктивных залежей с тем или иным насыщением.
С появлением в 1985 г. методики классификации типов углеводородов по параметрам Wh, Bh, Ch (Хаворт [9]) первые две методики отошли потихоньку в тень, так как предложенная новая методика стала основной.
Ограничения данной методики при анализе состава газов по месторождениям СССР показывались автором еще в 1997 г. [10], так как выбранные авторами методики[9] граничные значения не соответствуют реальному насыщению пластов. Было показано [10], что нефтенасыщенные пласты каменноугольных и девонских отложений попадают в разряд остаточной нефти, водоносные пласты – в разряд газоносных, нет четкости в различии газонасыщенных и газоконденсатных пластов и т.п.
Из проведенного анализа описанных выше методик следует один общий вывод: у них недостаточный и довольно локальный объем исходной выборки, что серьезно ограничивает применение. И эта ограниченность (методик) лишний раз подтверждает необходимость создания и внедрения собственных технико-методических новаций в ГТИ, в полной мере учитывающих нашу специфику.
Разработка методики
С учетом данного принципиально важного замечания совместными усилиями специалистов ООО НППГА «ЛУЧ» и ООО «ЗАО АМТ» под руководством Э.Е. Лукьянова была разработана методика, позволяющая в реальном времени решать данную задачу. Методика реализована в программном обеспечении станций ГТИ «АМТ-301» и СГТИ «КАМА» (Комплекс Аппаратурно-Методический Автоматизированный).
Методика получила название — «Модель Типа Пластового Флюида» (МТПФ).
Отличительными особенностями предложенной методики и модели являются следующие:
• При создании модели в выборку вошли данные практически по всем газовым, газонефтяным и нефтяным месторождениям (залежам) бывшего СССР и по зарубежным месторождениям [7], пополняемые новыми данными по мере их поступления в открытую печать. Таким образом, в окончательной выборке использовались данные по более чем 2000 месторождений (залежей), расположенных по всему миру.
• Ограничение числа используемых в МТПФ компонент метанового ряда до трех, с последующим приведением к 100 % относительным. Такое приведение принципиально поменяло их взаимоотношение при различном флюидонасыщении, сделав устойчивыми по всей выборке, для чего как нельзя лучше подошли в ограниченном количестве ГФК и ОПУС, в том числе и предложенные ранее.
• Лучшие результаты работы методики достигаются при применении высокоэффективных принудительных дегазаторов бурового раствора и высокочувствительных газоанализаторов и хроматографов, что гарантирует надежное выделение углеводородной залежи и определение характера ее насыщения.
В результате исследования было получено распределение залежей углеводородов по типу пластового флюида с учетом изменения соотношения легких углеводородов С1 – С3, приведенных к 100 %. Последовавшие поиски оптимальных параметров и критериев определения типа флюида привели к появлению дополнительных ГФК и ОПУС, как опубликованных в печати, так и в фондовых работах [11].
Полученная модель (рис. 1) является универсальной для флюидов, получаемых при добыче углеводородов, так как построена на результатах анализа данных, получаемых на поверхности при добыче газа, газоконденсата или нефти (попутный газ).
Последовавшие поиски оптимальных параметров и критериев определения типа флюида привели к появлению дополнительных ГФК и ОПУС, как опубликованных в печати, так и в фондовых работах.
После определения эталонной основы МТПФ (в июне 2021 г.) начался этап апробирования и анализа полученных результатов. За этот период был предложен целый ряд новых ГФК, ОПУС и их сочетаний, с построением соответствующих кросс-плотов на основе фактического материала по конкретным скважинам. Эти материалы в виде таблиц и графиков в функции глубин с шагом 1 м проходили углубленный анализ, в ходе которого выбирались наиболее информативные ГФК и ОПУС.
Подтверждение достоверности получаемых результатов прогнозирования типа пластового флюида достигалось своеобразной «эталонировкой» предлагаемых зависимостей (взаимосвязей), основанной на размещении в кросс-плоте дополнительно следующих данных:
1. На основании фундаментальной работы Н.Г. Заикина «Некоторые статистические характеристики природных газов» [5] составлены таблицы, в которых охватывается весь динамический диапазон изменения углеводородного состава свободных и попутных газов месторождений СССР с учетом приведенных значений С1 – С3, а через них— к предлагаемым ГФК и ОПУС. Во всем диапазоне было выявлено семь (7) значений, располагающихся в координатах предлагаемых параметров (рис. 1).
2. На основании справочных данных [6] дается углеводородный состав попутного газа залежей нефти конкретных месторождений, из которого определяется приведенный состав С1 – С3. Через полученные значения нами определяются конкретные параметры, через координаты которых по осям ординат и абсцисс и находится соответствующее место в рабочем поле предлагаемой зависимости (список конкретных месторождений к рис. 1).
Таким образом, любые полученные значения, находящиеся в рабочем поле, будут близко расположены к известным месторождениям нефти, газоконденсата или газа, что минимизирует возможные ошибки в прогнозировании.
Исходными данными для работы методики являются:
• Глубина привязки газа.
• Абсолютные значения углеводородных компонентов по хроматографу – значения C1, C2, C3, C4+ (C4+C5 с учетом изомеров) и сумма УВ (разгонки) с хроматографа или хроматографов, если установлены на входе и выходе, что наиболее правильно, так как позволяет отсекать фон.
• Абсолютные значения газопоказаний по суммарному газоанализатору с инфракрасными ячейками – значения C1 (CH4 – метан), С2+ (ΣТУ – сумма ТУ) и сумма УВГ (ΣУВГ = CH4 + ΣТУ) в % объемных. Необходимо для перекрестного контроля качества газопоказаний, получаемых от газоаналитической аппаратуры (контролируются соотношения С1ХГ/С1ГА и ΣУВХГ/ΣУВГГА, их отношения должны быть в интервале 0,9–1,1).
• Значения фоновых газопоказаний. Идеальными значениями фоновых газопоказаний являются значения, определенные газокаротажной системой (дегазатор + суммарный газоанализатор), установленной на входе в скважину. В этом случае осуществляется реализация метода газового каротажа по приращению. Должна быть обеспечена точная привязка газопоказаний на входе и выходе между собой и к глубинам. При обычной системе газового каротажа (по раствору на выходе из скважины) фоновые значения определяются при промывке скважины после окончания долбления в очередном рейсе на величину времени, превышающую время «отставания» не менее чем в 1,3–1,5 раза. Если это сделать невозможно, то необходимо установить значение фона по анализу ранее записанных данных. Из практики рекомендуются фоновые значения суммы УВГ не менее 0,1 % об.
• Значения границ раздела флюидов по МТПФ.
В процессе работы определяются:
• Коэффициент контрастности (Kк) как отношение суммы УВ в аномалии к УВ фону. Для методики используются значения ≥ 3.
• Определяются относительные приведенные значения С1 – С3. Именно эти приведенные значение первых трех компонентов УВГ в газовоздушной смеси (ГВС) от дегазатора и являются основой для получения конкретных значений ГФК и ОПУС, на основе которых и строятся МТПФ.
• По значениям параметра ГлавОПУС в реальном времени строится прогнозная колонка флюидонасыщения по МТПФ.
• С помощью дополнительного совместного анализа метровых (ДМК) значений параметров ГФК и ОПУС оператор отслеживает и корректирует характер флюидонасыщения.
Таким образом, оператор, при проводке ствола скважины, может оперативно отслеживать точку фактического входа в нефтенасыщенный пласт, используя данные только газового каротажа (рис. 2), а затем, по мере поступления данных с датчиков ЗТЛС, при необходимости скорректировать их.
При правильно подготовленной и настроенной газокаротажной системе, у оператора появляется возможность получать информацию не только о факте входа в нефтенасыщенную часть пласта-коллектора, но и о приближении к нему.
Так, например, вычисляемый в МТПФ параметр ГФК10 имеет четкие границы раздела «Нефть – ГК/ГКО/ГН – Газ» (рис. 3):
• Нефть – значения ГФК10 > 1,0;
• ГК/ГКО/ГН – значения ГФК10 = 0,1÷1,0;
• Газ – значения ГФК10 < 0,1.
Отслеживая поведение параметра ГФК10 с глубиной, можно прогнозировать приближение и вход в нефтенасыщенный пласт (рис. 3).
Хорошо себя зарекомендовал для определения фазового насыщения по данным газового каротажа и параметр, который получил название «Индекс флюидонасыщения» (ИФН) (рис. 4).
Интересной особенностью параметра ИФН является его линейная связь с молекулярной массой газа (Мг) и относительной плотностью газа (ρотн = Мг/29). Эта связь серьезно усиливает информационную ценность ИФН.
Однако хочется напомнить, что пользоваться определяемыми ГФК и ОПУС можно при условии, что коэффициент контрастности по сумме УВГ ≥ 3, а фоновые значения были не менее 0,1 % об.
Только при соблюдении этих условий любая методика определения фазового состояния флюида пласта (как отечественная, так и зарубежная) может быть применима для решения поставленной задачи.
Подобный подход резко повышает достоверность получаемых данных, которая совместно с обязательным выполнением всех нормативных требований по проведению газового каротажа и ГТИ обеспечивает, в большинстве случаев, решение поставленной задачи.
Ниже приведен пример корреляции данных по насыщению пласта, полученных по модели МТПФ и данных полученных по ГИС (рис. 5).
Хочется обратить внимание, что предлагаемая МТПФ, как и технология Wh – Bh, весьма чувствительна к изменению состава газа, поэтому реагирует как на изменения состава газа, извлеченного из дегазатора, т.е. связанного с пластом, так и на помехи, обусловленные следующими причинами.
1. Добавки нефти в буровой раствор приводят к тому, что на этом фоне выделить предположительно продуктивные объекты возможно только специально разработанными методиками, и то не всегда.
2. Если на исследуемой скважине или на ранее буримой скважине произошло вскрытие нефтегазового или нефтяного пласта с хорошими газопоказаниями, то это также приводит к загрязнению тяжелыми углеводородами как бурового раствора, так и бурового оборудования (емкости, желобная система, насосы, воздух в помещениях буровой). В равной мере это относится и к газокаротажному оборудованию: дегазатор, вакуумная линия (особенно из пластика ПВХ или силикона).
Таким образом, для качественного использования данной методики рекомендуется использовать хроматограф на входе для отсечения фоновых значений С1 – С3.
Выводы
Результаты большой работы, выполненной совместными усилиями ООО НППГА «ЛУЧ» и ООО «ЗАО АМТ», следующие:
1. Созданы МТПФ, комплекс которых при условии выполнения правил проведения газового каротажа и требований нормативных документов проведения ГТИ позволит оперативно определять характер насыщения вскрытых пластов-коллекторов.
2. Предлагаемые модели МТПФ значительно более помехоустойчивы за счет рассмотрения только приведенных значений С1 – С3 и целого ряда ГФК и ОПУС, созданных на их основе.
3. Дополнительным (и существенным!) преимуществом предлагаемых МТПФ является их универсальность, основанная на статистической обработке большого объема фактических данных по реальным месторождениям всего мира, чего в зарубежной технологии нет в принципе.
4. Отдельные параметры МТПФ или их комбинации обладают очень высокой чувствительностью к изменению относительного состава С1 – С3, неважно, какими причинами (вскрытие пласта-коллектора или загрязнение бурового раствора, а также оборудования тяжелыми углеводородами) эти изменения вызваны.
5. По этой причине определение типа пластового флюида с использованием МТПФ возможно только при непременном соблюдении целого ряда условий, таких как:
a. коэффициент контрастности суммарных газопоказаний (Kк), равный отношению величины аномалии к величине фона, должен быть Kк ≥ 3–5;
b. применение дегазатора принудительного типа, применение поплавковых дегазаторов любых типов, а тем более емкостей для сбора газа естественной дегазации– недопустимо;
c. согласно ГОСТ Р 53375–2016 (п. 8.3.3) дегазатор непрерывного действия с принудительной дегазацией должен обеспечивать непрерывную принудительную дегазацию бурового раствора с определенной (для заданных параметров бурового раствора) степенью дегазации. Конструкция дегазатора должна обеспечивать постоянную времени газообмена не более 100 с;
d. газовоздушная линия (длиной до 170 м) должна быть из несорбирующего материала (рекомендуется фторопласт) и обеспечивать время транспортировки ГВС до анализатора – не более трех минут (п. 8.3.4). При длине фторопластовой линии 170 м с внутренним диаметром 4 мм необходимый расход должен быть 710 см3/мин. Рекомендуемый расход — 1000–1200 см3/мин;
e. правильность работы хроматографа или масс-спектрометра должна контролироваться по метану (СН4) через показания оптического инфракрасного канала суммарного газоанализатора на метан, путем непрерывной регистрации отношения СН4ХГ/СН4ГА. При значениях отношения в пределах 0,9÷1,1 работу хроматографа можно считать удовлетворительной, при значениях больше 1,1 или меньше 0,9 должен формироваться сигнал о выходе за пределы удовлетворительной работы в зону брака и приниматься меры по устранению причин сбоя.
В остальном должны выполняться требования п. 8.3.2 ГОСТ Р 53375–2016.
6. Параметры МТПФ на фактических материалах семи скважин определялись вместе с параметрами зарубежной технологии Wh, Bh, Ch. Сравнение выявило следущее:
a. За счет учета большего количества тяжелых углеводородов (С2 – С5) технология Wh–Bh более чувствительна к загрязнениям, чем МТПФ. Если параметры МТПФ практически не попадали в зону остаточной нефти, то технология Wh–Bh может находиться в этой зоне сотни метров.
b. При слабом загрязнении технология Wh–Bh работает нормально, полностью согласовываясь в деталях с параметрами МТПФ.
c. Слабым местом технологии Wh–Bh (как, впрочем, и всех зарубежных технологий!) является отсутствие статистического подтверждения по многообразию месторождений, которая есть у всех предлагаемых нами моделей – как основных, так и дублирующих, что делает их значительно более надежными, хотя применение технологии Wh–Bh также рекомендуется.
Таким образом, методика МТПФ дает не только возможность оперативно получать прогнозную информацию для выделения перспективных пластов – подход к продуктивному пласту, момент входа в пласт и характер его насыщения, но и позволяет существенно сократить объем работ при проводке ствола скважины и повысить их безопасность.
В настоящий момент методика МТПФ используется в партиях ГТИ ООО НППГА «ЛУЧ» (ПО станции «КАМА»). Ведется работа по усовершенствованию и оптимизации модели, а именно – возможность корректировки модели в процессе работы, с учетом реальных локальных особенностей разбуриваемых месторождений.
