СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРИРОДЫ МЕЖКОЛОННЫХ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ СКВАЖИН МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
METHOD FOR DETERMINING NATURE OF INTER-STRING GAS SHOWS OF WELLS OF MULTIFORMATION OIL-AND-GAS CONDENSATE DEPOSITS

Изобретение относится к нефтегазодобыче и может быть использовано на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений для определения природы углеводородных газов, поступивших в межколонные пространства скважин, или газов бурового раствора.
Известны способы определения источников поступления углеводородных газов в пространство за обсадной колонной геофизическими методами: акустический каротаж, дефектоскопия и т.д., основанные на поиске мест нарушений целостности обсадных колонн, цементного камня /1/. Недостатком существующих геофизических методов исследования скважин является то, что место перетока газа определяется только при наличии значительных по размерам дефектов, например, разрывов колонн, больших пустот, каналов в цементном камне и т.п. Существенным недостатком является также большие временные и стоимостные затраты комплекса геофизических методов по сравнению с геохимическими методами /1/.
Известен геохимический способ определения природы газов, основанный на оценке глубины образования газов по изотопному составу углерода метана, что исходит из положения зональности процессов газообразования /2/. Недостатком способа является то, что классическая геохимическая зональность, выражающаяся в утяжелении изотопного состава углерода метана в зависимости от глубины его отбора, не всегда выполняется достаточно однозначно, что соответственно обуславливает неоднозначность оценки природы газа данным способом.
1
3
1
2
2
4
3
5
4
5
2
3
3
5
2
4
Наиболее близким к предлагаемому способу является принятый за прототип способ определения природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и консервации газовых скважин многопластового месторождения, основанный на хроматографическом анализе газов и изотопном анализе углерода метана /3/. Согласно известному способу отбирают пробы газа в процессе бурения из бурового раствора или из устья скважины, в отобранных пробах хроматографическим анализом определяют состав углеводородов, а также изотопный состав углерода метана. Указанные пробы группируют по выявленным геохимическим горизонтам. По каждому из указанных горизонтов рассчитывают средние оценки геохимических показателей C/С, C/C, С/С, С/С, С/С, С/С, С+С/С+С. Данные значения берутся в качестве эталона для всей площади в целом. Строят эталонные диаграммы по каждому газохимическому горизонту, с которыми в дальнейшем сравнивают ряды углеводородных компонентов хроматографического анализа проб газа, отобранных из межколонного пространства.
Существенным недостатком способа является неоднозначность оценки природы газа и, соответственно, источника газопроявления, что обусловлено изменением концентрации УВ компонентов в процессах миграции газа в осадочных толщах, а также тем, что изменения изотопного состава углерода метана, обусловленные зональностью газообразования, не проявляются достаточно надежно на некоторых многопластовых месторождениях. При использовании данного способа диагностики природы газов остаются пробы с невыясненным источником.
Задачей изобретения является повышение достоверности определения природы межколонных газопроявлений на стадиях строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений.
2
6
Техническим результатом изобретения является повышение достоверности в определении природы межколонных газопроявлений за счет использования дополнительного нового показателя - изотопного состава углерода суммы УВ С-С и выше. Изотопный состав углерода суммы УВ является более устойчивым при миграции в процессах литогенеза, чем изотопный состав углерода метана и близок к изотопному составу исходного органического вещества (керогена), из которого образуются углеводородные газы.
2
6
2
6
Заявленный технический результат достигается тем, что в способе определения природы межколонных газопроявлений скважин многопластовых нефтегазоконденсатных месторождений, включающем отбор проб газов из скважин продуктивных горизонтов и из места газопрявления, определение хроматографическим анализом компонентного состава в отобранных пробах, а также изотопного состава углерода метана, сопоставление углеводородных компонентов и изотопного состава метана проб газа, отобранных из межколонного пространства, и проб газа, отобранных из продуктивных горизонтов, согласно изобретению в указанных отобранных пробах дополнительно проводят анализ изотопного состава углерода суммы углеводородов С-С и определяют границы значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы углеводородов С-С для эталонных горизонтов, таблично и/или графически представляют области значений изотопного состава газов из эталонных горизонтов и газов из межколонного пространства скважин или бурового раствора, по степени сходства или совпадения указанных областей этих значений (или отдельных точек) судят о природе исследуемых межколонных газопроявлений.
На прилагаемом чертеже приведен график, иллюстрирующий пример реализации способа, согласно изобретению.
Способ согласно изобретению осуществляют следующим образом.
На любой из стадий - строительства, эксплуатации, консервации и ликвидации скважин многопластового нефтегазоконденсатного месторождения - отбирают две коллекции проб газов: первая (эталонная) - из скважин каждого из продуктивных горизонтов данного месторождения; вторая - из МКП скважин, источник поступления газов в которые надо определить, или из бурового раствора.
В отобранных пробах первой коллекции хроматографическим анализом определяют компонентный состав газов, в том числе изотопный состав углерода метана.
2
6
Дополнительно в указанных пробах масс спектрометрическим методом производят измерения изотопного состава углерода суммы УВ С-С.
2
6
Определяют границы (области) полученных значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы УВ С-С для указанных эталонных горизонтов.
13
13
метан
ΣУВ
Таблично и графически в координатах δС-δС отображают полученные области значений изотопного состава газов из эталонных горизонтов.
Для отобранных проб второй коллекции также осуществляют анализ компонентного состава в соответствии с описанной выше последовательностью операций.
2
6
По степени сходства или совпадения полученных областей (или отдельных точек) значений изотопного состава углерода метана и изотопного состава углерода суммы УВ С-С для газов из МКП со значениями эталонных палеток судят о природе исследуемых межколонных газопроявлений.
Пример реализации способа.
Апробация способа, согласно изобретению, была проведена на Заполярном газоконденсатном месторождении Западной Сибири (ЗНГКМ), где была проблема по определению источника газа в МКП 49 эксплуатационных скважин валанжинского горизонта.
Предложенным способом была определена природа газов в МКП каждой из этих скважин. Результаты представлены в табл.1 и на прилагаемом чертеже, где приведена палетка (эталонный график) для определения природы газов из МКП скважин Заполярного НГКМ.
13
I
2
6
где δС - изотопный состав углерода компонента (метана либо суммы углеводородов С-С);
13
ср.сен.
δС - среднее значение изотопного состава углерода компоненты сеноман-туронсих залежей;
ср.сен.
Х - среднее значение содержания компоненты сеноман-туронсих залежей;
сен.
N - доля УВ компоненты сеноман-туронских залежей;
13
ср.вал.
δС - среднее значение изотопного состава углерода компоненты залежей;
ср.вал.
Х - среднее значение содержания компоненты валанжинских залежей;
вал.
N - доля УВ компоненты валанжинских залежей.
13
13
ΣУВ
метан
По приведенной формуле рассчитаны значения δС δС для смеси с разной долей валанжинского и сеноманского газа (табл.2, точки 1-9 на графике).
На Заполярном НГК месторождении продуктивными являются горизонты: туронский, сеноманский и валанжинский, из скважин каждого из них отбирались эталонные пробы. Как видно из табл.1 и приведенного графика, области значений компонентного изотопных составов метана и суммы УВ эталонных проб газов сеноманского и туронского горизонтов совпали, образуя одну область А, которая отличается от области значений эталонных проб валанжинских залежей (область В). Эти области имели статистически значимые отличия в изотопных составах углерода компонентов газов. Области значений изотопных составов компонентов газов из МКП скважин не выходят за пределы значений проб эталонных горизонтов (см. табл.1 и эталонный график).
По результатам сравнения изотопных значений метана и суммы УВ (см. табл.1 и эталонный график) были выделены два источника поступления газов в МКП: газы турон-сеноманских горизонтов (область А), газы из валанжиского горизонта (область В) и газы смешанного типа (переходный комплекс, область С) с различной долей газов из валанжиских и сеноман-туронских горизонтов (эталонный график, табл.2).
Таким образом, изотопный состав метана и суммы углеводородов позволил достоверно определить источник поступления газов в МКП сорока девяти эксплуатационных скважин Заполярного НГКМ.
Источники информации
1. Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований скважин. РД-51-1-93М.: ИРЦГазпром, 1993.
2. И.С. Старобинец, А.В. Петухов, С.Л. Зубайраев и др.; под ред. А.В. Петухова и И.С. Старобинца. Основы теории геохимических полей углеводородных скоплений, - М.: Недра, 1993, стр.196-211.
3. Патент РФ №2175050, «Способ определения природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и консервации газовых скважин многопластового месторождения геохимическими методами», Е21В 43/00, прототип.