Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Развитие аппаратурно-методических средств газового каротажа на примере Волго-Уральской нефтеносной провинции

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Развитие аппаратурно-методических средств газового каротажа на примере Волго-Уральской нефтеносной провинции"

На правах рукописи

МАХМУТОВ ШАМИЛЬ ЯВДАТОВИЧ

РАЗВИТИЕ АТТТТАРАТУРНО-МЕТОДИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ГАЗОВОГО КАРОТАЖА НА ПРИМЕРЕ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЕНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ.

25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 0 СЕН 2012

Уфа -2012

005047248

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика»),

Научный руководитель - кандидат технических наук, Лугуманов Мансур Гаянович

Официальные оппоненты:

Котенев Юрий Алексеевич - доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений», заведующий кафедрой; Яковлев Александр Петрович - кандидат технических наук, ОАО НПФ «Геофизика», лаборатория индукционного каротажа, ведущий научный сотрудник.

Ведущая организация - Открытое акционерное общество Научно-производственное предприятие «ВНИИГИС» (г.Октябрьский).

Защита состоится "28" сентября 2012 года в 1600 часов в конференц-зале на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520.020.01 при Открытом акционерном обществе "Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") по адресу:450005, г.Уфа, ул. 8-ое Марта, 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ "Геофизика". Автореферат разослан «27» августа 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук

Д. А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Необходимость ускорения промышленного роста, повышения уровня жизни населен™, укрепления стратегических позиций России на мировых энергетических рынках диктует необходимость восполнения нефтегазовых ресурсов страны. В связи с этим представляет большой интерес доразведка недоизучешшх либо пропущишых ранее по геологическим и технологическим причинам залежей нефти в уже освоенных нефтедобывающих провинциях. В этих условиях важное значение приобретают задачи повышения эффективности геологоразведочных работ, обеспечиваемых развитием комплексов геофизических исследований скважин, одним из которых является метод газового каротажа (ГзК). Геохимические исследования позволяют формировать прогнозную оценку нефтеносности разрезов скважин практически в режиме реального времени. Они проводятся непосредственно в процессе бурения, при неустановившихся процессах скважина-пласт (до формирования глубокой зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт), что позволяет получать более достоверные результаты. Эти особенности ГзК делают его весьма результативным методом исследования скважин при проведении поисковых работ и бурении разведочных скважин на нефть и газ. Однако геологическая эффективность метода порой бывает недостаточна. Нередко встречаются случаи пропуска нефтегазонасыщенных пластов, выдачи рекомендаций об опробовании непродуктивных пластов из-за несопоставимости результатов газового каротажа и промыслово-геофизических исследований.

Волго-Уралъская нефтегазоносная провинция характеризуется сложными геологическими условиями. Это связано с низкими пластовыми давлениями и газовыми факторами нефтей, тонкослоистостью продуктивных отложений, повсеместными добавками нефтепродуктов в промывочную жидкость. Связанные с этим ограничения практического применения метода могут быть значительно сокращены либо полностью устранены путем создания более совершенных методических и технических средств газового каротажа, высокочувствительной газоаналитической аппаратуры. В настоящее время повышение разрешающей способности ГзК является первоочередной задачей.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности метода газового каротажа в сложных геологических условиях Волго-Уральской провинции путем разработки и практического внедрения новых технических и программно-методических средств геохимических исследований.

Объект исследования Геохимические исследования при неблагоприятных для газового каротажа геолого-технологических условиях бурения скважин.

Предмет исследования Методика и выбор оптимального пути практической реализации хроматографического анализа углеводородных газов в полевых условиях.

Основные задачи исследования

1. Проанализировать факторы, влияющие на эффективность практического применения газового каротажа в сложных геологических условиях Волго-Уральской провинции.

2. Разработать и исследовать геохимическую модель газообогащения и дегазации промывочной жидкости в процессе бурения при неблагоприятных геолого-технологических условиях.

3. Разработать, на основе созданной модели, методику проведения геохимических исследований.

4. Разработать аппаратно-программные средства проведения хроматографического анализа и выбрать оптимальные технические решения, обеспечивающие его практическую реализацию.

5. Провести промышленные испытания разработанных технических и программно-методических средств проведения газового каротажа и оценить эффективность их внедрения в промысловую практику.

Методы исследования

Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения имеющихся представлений о процессах формирования газовой составляющей бурового раствора в сложных геологических условиях, проведения большого объёма лабораторных и экспериментальных работ с использованием современных средств геохимических исследований.

Научная новизна

1. Впервые разработала и оптимизирована методика хроматографического анализа углеводородных газов, характеризующаяся высокой разрешающей способностью и широким диапазоном измерений в полевых условиях.

2. Впервые разработаны и оптимизированы средства проведения газового каротажа в условиях тонкослоистого разреза, разбуриваемого на буровом растворе с добавлением нефти в вертикальных и горизонтальных скважинах.

Основные защищаемые научные положения

1. Разработапные средства газового каротажа нефтегазовых скважин с чувствительностью до 10"5 % абс. по метану позволяют выделять не регистрируемые ранее часто чередующиеся тонкослоистые нефтяные пропластки и повысить порог регистрации продуктивных пластов, насыщенных нефтью с низким газовым фактором (от 3 м

2. Созданные технические и программно-методические средства, имеющие расширенный диапазон измерения до 100 % абс. по метану, позволяют проводить измерения концентрации углеводородов при бурении на промывочной жидкости с содержанием нефти свыше 10 %, в том числе и при проводке горизонтальных скважин.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций, получештых в рамках настоящей диссертационной работы, подтверждена результатами лабораторных и опытных работ, широким промышленным внедрением аппаратурно-методических средств ГзК.

Практическая значимость и реализация результатов работы в промышленности заключаются в востребованности результатов проведенных исследовательских работ на практике. В настоящее время разработанные средства являются основными инструментами проведения газового каротажа в Республиках Башкортостан и Татарстан. Выпускаемая аппаратура газового каротажа широко применяется предприятиями России, Белоруссии, Казахстана, Украины, Азербайджана, Туркмении, Узбекистана и др. В различных

г

геофизических предприятиях успешно эксплуатируется около 200 программно-аппаратных комплексов.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; в анализе условий проведения геохимических исследований; в проведении аналитических и экспериментальных исследований, обобщении их результатов. Соискатель является инициатором, руководителем и соисполнителем работ по созданию и внедрению разработанных средств газового каротажа.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на Ш научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» (Уфа, 2004), на посвященной 100-летию В. Н. Дахнова научно-практической конференции «Современные проблемы промысловой геофизики» (Москва, 2005), на научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (Уфа, 2006), на научно-практической конференции «Новые достижения в технике и технологии ГИС» (Уфа, 2009), на научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (Уфа, 2011).

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 16 научных статьях, в том числе 7 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объём работы

Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Она изложена на 151 странице машинописного текста, содержит 31 рисунок, 4 таблицы и список использованных источников из 107 наименований.

Разработка и опробование методик были бы невозможны без помощи, поддержки и критических замечаний со стороны ученых и производственников АА.Кириченко, С.Н.Сидоровича, И.В.Меныцикова, В.С.Кузнецова, Д.В.Артёмова, В.Н.Андреева, С.Н.Гоптарева, Р.Т.Бибарцева и многих других, которым автор выражает свою благодарность. Особую признательность автор выражает своему наставнику П.П. Муравьеву.

Автор выражает благодарность научному руководителю работы М.ГЛугуманову за неоценимую помощь при работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлена общая характеристика работы, обоснована её актуальность, поставлена цель и сформулированы задачи исследования, научная новизна, защищаемые научные положения и показана практическая значимость.

Первая глава посвящена анализу эффективности проводимых геохимических исследований в сложных геологических условиях Республик Башкортостан и Татарстан. Исследованы процессы газообогащения бурового раствора при различных геолого-технологических условиях бурения.

Геохимические исследования позволяют решать целый комплекс задач, связанных с оперативным выделением в разрезе бурящейся скважины перспективных на нефть и газ пластов-коллекторов. Значительный вклад в развитие теории и методики измерений, создание аппаратуры, интерпретацию данных газового каротажа внесли отечественные исследователи В. А. Соколов, A.M. Левит, Б.П. Ясенев, К.Н. Соколова, П.А. Левшунов, H.A. Дацкевич, Л.М. Чека-лин, O.A. Черемисинов, Ю.М. Юровский, Г.А. Могилевский, Б.В. Владимиров, Г.Г. Григорьев, A.A. Галкин, Л. И. Померанц, Г.И. Эпштейн, С.Э. Симонгауз, A.A. Дацкевич, М.Б. Мошинская, В.М. Кузьмин, Г.Н. Леоненко, B.C. Лопухов, C.B. Кожевников, Л.Я. Цыглеев, Э.Е. Лукьянов, П.П. Муравьёв, А.И. Чиж, K.M. Снарский, С.Н. Сидорович, С.Н. Шматченко и многие др.

Метод газового каротажа базируется на принципиально отличной от других методов промысловой геофизики физической основе. Он основан на изучении количества и состава газа, попадающего в промывочную жидкость, являющейся источником прямой информации о нефтегазонасыщенности разбуриваемых горных пород. Нефтесодержащие пласты при газовом каротаже отбиваются до формирования глубокой зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, до влияния явлений, связанных с закупоркой пор вследствие разбухания глинистых частиц в прискважинной зоне пласта, особенно с трещинным типом коллекторов. Дополняя данные промыслово-геофизических исследований, результаты газового каротажа способствуют повышению эффективности выдаваемых заключений. Получаемая в процессе бурения оперативная информация позволяет оптимизировать

дальнейший процесс углубления скважины, отслеживать возникновение предаварийных ситуаций в реальном масштабе времени, обеспечивать наиболее оптимальный режим первичного вскрытия продуктивного пласта, при котором фильтрационно-емкостные свойства пласта в прискважинной зоне оставались бы неизменными, обеспечивая тем самым максимальную продуктивность скважины на стадии её освоения и эксплуатации.

Однако, при неблагоприятных для газового каротажа геолого-геохимических условиях вскрытия перспективных пластов, метод имеет определённые ограничения: отмечаются случаи неоднозначной характеристики насыщения пластов, увеличивается число случаев расхождения заключений с результатами опробования скважин, имеют место пропуски нефтеносных пластов. Геолого-геохимические условия районов Башкортостана и Татарстана характеризуются рядом неблагоприятных факторов, основными из которых являются низкие пластовые давления и газовые факторы нефти, тонкослоистость продуктивных отложений, повсеместные добавки нефтепродуктов в промывочную жидкость. Информативность метода в таких условиях оказывается недостаточной для однозначного решения задач по эффективному выделению перспективных пластов и оценки характера их насыщения.

Механизмы формирования, изменения газовой составляющей в буровом растворе в процессе вскрытия нефтенасыщенных пластов обусловливаются рядом факторов, характеризующихся особенностями геологического строения исследуемых отложений и технологическими условиями проводки скважин:

- поступлением газа из пласта (разбуриваемого или вышел ежащего);

- наличием в буровом растворе примесного газа;

- наличием в буровом растворе рециркуляционного газа;

- изменением расхода бурового раствора;

- изменением механической скорости.

Исходя из имеющихся представлений о процессах газообогащения бурового раствора и влияющих на результаты газового каротажа факторов, газонасыщенность бурового раствора на устье скважины Ц при вскрытии скважиной нефтеносного пласта определяется по следующей зависимости:

Vn * Кп * G * a

q= Q *T- ' (1)

V ВЫХ БУР

где Vn — объём одного nor. м выбуренной породы, см3;

Кп - коэффициент пористости горных пород, доли ед.;

G - газовый фактор нефти, м3/м3;

ст — коэффициент, показывающий долю газа, перешедшего в раствор из разбуриваемых пород с учетом фильтрации горных пород, доли ед.;

(?вых - расход промывочной жидкости, л/мин;

Тбур - продолжительность бурения 1 пог. м., мин/м.

Однако при регистрации и окончательной интерпретации результатов измерений в реальных условиях, помимо изложенных выше, необходимо учитывать дополнительно целый ряд факторов:

- затухание газовой аномалии в буровом растворе в результате гидродинамических процессов во время движения в скважине от забоя до дневной поверхности;

- значительные потери свободного газа на устье скважины при выходе промывочной жидкости на дневную поверхность и в желобе, которые приводят к снижению концентраций газа в буровом растворе на участке «устье скважины - дегазатор»;

- потери газа вследствие неполной десорбции промывочной жидкости, выходящей из устья скважины, связанной с недостаточной эффективностью применяемых дегазаторов.

В результате зависимость основного параметра газового каротажа -суммарных газопоказаний от газонасыщенности бурового раствора и режима бурения, выражается уравнением:

_qeQp* с

Г сум — 5 (2)

Vrac

где: q - газонасыщенность бурового раствора, см3 / л;

Q р - количество дегазируемого раствора, л ;

Qrac - расход газовоздушной смеси через газоанализатор, см3/мин.;

С - степень дегазации бурового раствора, зависящая от типа применяемого дегазатора, %.

Таким образом, при оценке нефтенасыщенных пластов в разрезе скважин необходимо учитывать все перечисленные факторы, формирующие действительную картину распределения природного газа.

Во второй главе приведены расчеты параметров газонасыщения бурового раствора, сформулированы необходимые технические требования к газокаротажному хроматографу. Рассмотрены применяемые технические и методические средства газового каротажа.

С учетом изложенных представлений о процессах газообогащения бурового раствора, задаваясь возможными значениями параметров нефтяных пластов и условий бурения, рассчитаны теоретически возможные диапазоны газонасыщенности бурового раствора и суммарного газосодержания при вскрытии продуктивных горизонтов в рассматриваемых регионах. Для проведения расчетов приняты следующие, наиболее распространенные на практике, исходные значения: диаметр долота - 215,9 мм; коэффициент пористости Кп = 0,05-Ю,25; расход бурового раствора СЬых = 600-^-3000 л/мин; продолжительность бурения 1 пог.м ТБур = 5-45 мин/м; газовый фактор нефти в =5^-50 м3/м3; коэффициент фильтрации а = 0,9; расход газовоздушной смеси через газоанализатор С2гвс = 1 л/мин; степень дегазации бурового раствора С = 0,1 %; количество дегазируемого раствора Р = 50 л. Используя формулу (1), рассчитан теоретически возможный диапазон изменения величины q, составляющий 0,18-И 37,21 см3/л. Следует учесть, что в районах, характеризующимися низкими газовыми факторами нефтей, максимальная величина Чмах=137,21 см3/л возможна в крайне редких случаях, при специфическом сочетании целого ряда параметров, определяющих эту величину. Встречающаяся же на практике величина Ямах равна 20 см3/л. Исходя из этого можно принять, что в практических условиях газонасыщенность бурового раствора, обязанная вскрытию нефтенасыщенных пластов, варьирует в диапазоне 0Д8-К20 см3/л.

При обосновании необходимых технических требований к газокаротажному хроматографу были учтены следующие факторы:

- содержание и состав газа в продуктивных пластах при определении характера насыщения пласта, вскрываемого скважиной;

- пороговая чувствительность и диапазон измерения концентраций информативных компонентов для определения характера вскрытого пласта;

- частота проведения исследований, обеспечивающая выделение в разрезе скважины продуктивных пластов;

- необходимая помехозащищённость измерений, выполняемых газокаротажными хроматографами в полевых условиях.

При проведении исследований скважин методом газового каротажа наиболее информативными компонентами для выявления нефтеносных пластов являются предельные углеводороды парафинового ряда. Именно по составу предельных углеводородных газов (от метана до гексана включительно) в породах, пересекаемых скважиной, удаётся выделять выявляемые газовым каротажем нефтесодержащие объекты.

Необходимые порог чувствительности и верхний предел измерения газокаротажного хроматографа можно оценить, основываясь на рассмотренном выше диапазоне газонасыщенности бурового раствора по формуле (2). Исходя из встречающихся на практике значений, необходимый диапазон регистрации суммарных газопоказаний Гсум составляет 0,00432+3,29304%. Однако, для решения других задач таких как прогнозирование нефтегазовых пластов до их вскрытия скважиной, чувствительность газокаротажного хроматографа должна быть повышена не менее чем на порядок (до 1 х 10"5 % об. по метану и до I х Ю"6 % об. для более тяжелых компонентов). Необходимо также отметить, что при проводке горизонтальных стволов, при добавках нефтепродуктов в промывочную жидкость, при работе с дегазаторами, обладающими большой степенью дегазации, концентрации анализируемых газовых смесей могут достигать максимально возможных величин. Таким образом, для эффективного проведения газового каротажа в сложных геологических условиях рассматриваемых регионов должно быть обеспечено измерение Гсум в широком диапазоне 1 * 10 5 -М 00 % об. по метану.

Анализ статистических материалов по минимальным толщинам продуктивных пластов, представляющих практический интерес, показывает, что время одного цикла анализа газокаротажного хроматографа не должно превышать 2 -¡- 2,5 мин. При наиболее распространенных скоростях вскрытия

коллекторов — 20-^-30 м/ч, пласт толщиной 2 м будет охарактеризован по данным не менее 3 компонентных анализов.

Учитывая, что в исследуемой газокаротажным хроматографом газовоздушной смеси наряду, с информативными компонентами, могут присутствовать также углеводороды тяжелее гексана и неуглеводородные газы, прибор, с учетом требуемого порога чувствительности, должен обеспечивать подавление помех не менее 120 дБ, создаваемых указанными неинформативными компонентами.

Полевые хроматографы часто эксплуатируются в условиях длительного отрыва от баз снабжения. В связи с этим хроматограф должен быть рассчитан на длительную автономную работу без пополнения расходуемых ресурсов, за исключением воздуха, воды и электроэнергии. Хроматограф должен быть рассчитан на нормальную работу в условиях питания от сети электроснабжения буровой, которая, как правило, нестабильна как по напряжению, так и по частоте.

При проведении компонентного анализа по стволу скважины к газокаротажному хроматографу предъявляются следующие требования по надежности:

- нижнее значение вероятности безотказной работы при доверительной вероятности Рх = 0,8 должно быть за 50 часов работы не менее 0,99;

- ремонтоспособность - среднее время восстановления работоспособности прибора должно быть не более I часа.

Анализ технических характеристик применяемых газокаротажных хроматографов типа Геопласт, ГХ-П001, ХГ-1Г показывает, что эти приборы обладают рядом недостатков и ограничений. К ним следует отнести низкую чувствительность, недостаточный верхний предел измеряемой концентрации; недостаточную разрешающую способность, трудоемкость обработки получаемых результатов. Для осуществления компонентного анализа в сложных геолого-технологических условиях рассматриваемых регионов необходимо создание специального газокаротажного хроматографа на базе новых технических решений, позволяющего обеспечить решение различных, а во многом и противоречивых задач.

Третья глава посвящена выбору методики высокочувствительной экспрессной хроматографии и обоснованию технических решений.

Из известных хроматографических методов разделения веществ наиболее предпочтительным для целей реализации «экспресс-анализа» газовой смеси является метод газоадсорбционной хроматографии. Разделение веществ в хроматографии происходит за счет селективности используемого сорбционного слоя и эффективности хроматографической колонки. Селективность сорбционного слоя в газовой хроматографии определяется характеристикой применяемого сорбента, а эффективность - её геометрическими размерами и характеристиками применяемого газа-носителя, в частности, величиной его расхода через колонку QrH.

Известно [A.A. Жуховицкий, Н.М. Туркельтауб], что важным параметром, влияющим на хроматографическое разделение веществ, является термический фактор, позволяющий изменять во времени адсорбционные свойства колонки по определенной зависимости. Ими было показано, что наибольший эффект термический фактор дает для газоадсорбционной хроматографии при программировании температуры хроматографической колонки с большой скоростью (порядка 300 °С / мин).

Анализ пороговых значений концентраций анализируемых компонентов показывает, что измерение этих компонентов хроматографом в условиях буровой возможно при условии применения в приборе высокочувствительного пламенно-ионизационного детектора. Он обеспечивает линейный динамический диапазон порядка 106, инерционность детектора не превышает 3*10^ сек.

При решении задачи расчета оптимального режима работы хроматографа, при котором анализ выполнялся бы за минимальное время в условиях обеспечения заданного коэффициента разделения, были использованы дополнительные вспомогательные зависимости - лучевая диаграмма и годограф несорбируемого компонента. Эти вспомогательные зависимости дают возможность определять основные параметры хроматографа, а также положение компонентов в каждый отдельный момент времени цикла анализа. С целью получения необходимых для расчета экспериментальных данных был собран макет хроматографа по схеме, показанной на рис.1. В макете была использована колонка внутренним диаметром 2 мм, заполненная активной

окисью алюминия (А1203/ обработанной 10% - ным раствором ЫаНСОз, зернением - 0,25-4),5 мм. В макете использовалось два детектора -полупроводниковый 2 и пламенно-ионизационный 5. Полупроводниковый детектор включен в схему для фиксирования момента нанесения пробы на хроматографическую колонку 4. Регистрирующим устройством 6 отмечались период удержания Т0 несорбируемого компонента и времена выхода разделенных компонентов исследуемой смеси. Нанесение пробы исследуемой смеси на хроматографическую колонку осуществлялось дозатором 1. Манометрами 3 и 7 измерялось соответственно давление на входе и выходе хроматографической колонки. Проведенными исследованиями было установлено, что коэффициент размывания Кд<м^ N-10 компонента в колонке практически не зависит от температуры колонки и ее длины и в то же время является функцией расхода газа-носителя. Путем проведения ряда анализов газовой смеси при постоянной температуре колонки и различных расходах газа-носителя была составлена зависимость КДФМ = f (Огн)- Исходя из полученных данных выбран оптимальный расход газа-носителя, равный 68^70 см3/мин. Рядом анализов определена зависимость коэффициента удерживания Ку» N - го компонента от температуры хроматографической колонки при оптимальной величине С>гн-

График функции Кун = { ( для углеводородов от метана до гексана, построенный в координатах (Кум-1) и 1°С, показан на рис. 2.

газ-носител]

газовая ск

4

воздух-поддува

водород

* 6 «

Рис. 1. Схема макета для определения экспериментальных данных к расчету оптимального режима работы газокаротажного хроматографа.

Рис 2. График зависимости коэффициента удерживания И-го компонента от температуры в хроматографической колонке.

Аппроксимируя кривую изменения Кук от температуры ступенчатой зависимостью и пользуясь данными графика, находим в графической форме движение исследуемой газовой смеси через хроматографическую колонку. Построение лучевой диаграммы (рис. 3) проводилось с учетом получения одинаковых расстояний между точками пересечения ломаных линий, характеризующих движение И-го компонента через хроматографическую колонку, с перпендикуляром, восстановленным в точке оси абсцисс, характеризующим выход И-го компонента из колонки. Выполнение данных требований необходимо для минимизации времени анализа. По полученным данным был определен температурный градиент для реализации необходимого значения времени удерживания Ы-го компонента, соответствующее

определенному из лучевой диаграммы значению Кум для Ы-го компонента. Температурный градиент представлен на рис. 4 в виде графика зависимости температуры колонки от времени.

Рис. 3. Лучевая диаграмма, изображающая движение 1Ч-го компонента через хроматографическую колонку при программировании температуры.

Оптимальная длина хроматографической колонки Ь0пт в м определяется

2 2

по формуле: I _ ~ 1 к,, (3)

б™

где Р0. опт - оптимальное значение давления на входе колонки, МПа; Рь - давление на выходе колонки длиной Ь, МПа; Кь -коэффициент сопротивления колонки по ее длине. Подавление сигналов неинформативных компонентов может быть достигнуто путем применения в приборе дополнительного кратковременного турбонагрева, заключающегося в применении непродолжительного по времени интенсивного нагрева хроматографической колонки после выхода последнего

информативного компонента. Это позволит проводить геохимические исследования, не опасаясь неблагоприятного накопления неинформативных компонентов в колонке в процессе длительной работы.

В результате проведенных исследований и расчетов было установлено, что газокаротажный хроматограф должен иметь следующие параметры:

а) хроматографическая колонка с внутренним диаметром 2 мм, длиной -2,0 м, заполненная алюмогелем, обработанным 10% -ным раствором КаНС03. Зернение сорбента должно быть 0,25 0,5 мм;

б) расход газа-носителя (воздуха) С>гн = 65 ^ 70 см3 /мин;

в) программирование температуры хроматографической колонки в процессе анализа должно осуществляться в соответствии с графиком (рис.4).

/

>

/ -Чч

V

У

Т,еек

2030 40 50 Ю7вИ501М 110 120

Рис. 4. Расчетная оптимальная программа нагрева хроматографической колонки для газокаротажного хроматермографа.

Полученные данные позволили перейти к разработке технических решений. Приведенную на графике (рис. 4) скорость нагрева колонки невозможно реализовать путем разогрева колонки в воздушном термостате. Решением поставленной задачи является прямой нагрев колонки пропускаемым через нее электрическим током. Данная схема была реализована в хроматермографах типа ХТ-2М, ХГ-1Г. Однако заложенная в этих приборах схема нагрева колонки не обеспечивает воспроизводимости температурной программы. Нами был предложен режим регулирования температуры колонки по оригинальному алгоритму путем программируемого нагрева. Весь цикл анализа программно разбит на множество сегментов, в каждом из которых производится измерение температуры колонки, полученные величины сопоставляются с заложенными в

памяти значениями - производится корректировка путем управления величиной тока нагрева. Перед началом нагрева измеряется температура колонки, сопоставляется с исходной (согласно графику на рис. 4), вводятся необходимые коррекции. Внутри каждого сегмента пошагово, перед установкой дискретного уровня нагрева, измеряется температура, вводятся поправочные коэффициенты в значения величины тока нагрева. Температура непосредственно корректируется под каждый ожидаемый пик по жесткой программе с учетом изменения внешних факторов (температуры окружающей среды, параметров питающей сети и т.п.), чем обеспечивается стабильное воспроизведение выделяемых компонентов. Для уменьшения погрешности воспроизводимости времен выделения хроматографических пиков отсчет времени начала программирования температуры колонки ведется от момента регистрации максимума пика метана, который фиксируется до начала нагрева хроматографической колонки. Проведенные исследования показали, что предложенный алгоритм регулирования температуры хроматографической колонки позволяет воспроизводить программируемый нагрев её со скоростью более 350°С/мин при погрешности не более 2 %.

Выполненные исследования позволили разработать газокаротажный хроматограф «Рубин». Принцип действия хроматографа основан на циклическом отборе проб газовоздушной смеси, непрерывно прокачиваемой через дозатор прибора от дегазатора непрерывного действия, с последующим компонентным анализом отобранных проб методом газоадсорбционной хроматермографии. Управление работой хроматографа осуществляется программой "Chrom", которая выполняет калибровку хроматографа; настройку режимов его работы и параметров цикла анализа; расчет концентраций углеводородных компонентов и суммарной концентрации; регистрацию, визуализацию и вывод на печать данных хроматографического анализа газа; настройку интерфейса пользователя. На рис. 5 показана функциональная схема хроматографа «Рубин». Комплект хроматографа включает блок анализа газов 4, блок электропитания 5, блок газовых осушителей 3, генератор водорода 1 и компрессор воздуха 2. В блоке анализа газов смонтированы разделительная колонка 7, узел переключения газовых потоков, совмещенный с дозатором 6, пламенно-ионизационный детектор 8, модуль управления 9,

Рис. 5. Функциональная схема хроматографа «Рубин», узел контроля и индикации 10, воздушный вентилятор для охлаждения колонки И. Блок электропитания содержит модуль регулятора мощности 12, узлы формирования питающих напряжений 13, индикаторы напряжения и частоты питающей сети 14. При проведении компонентного анализа по стволу скважины газовоздушная смесь постоянно прокачивается вакуумным насосом через дозатор. В положении «I» узла переключения газовых потоков газовоздушная смесь промывает дозу отбираемого газа. В начале цикла узел переключения газовых потоков переводится в положение «II». В результате этого отсеченный в дозе объем газовоздушной смеси из дозатора в потоке газа-носителя наносится на сорбент разделительной колонки. Далее, в соответствии с заданным режимом анализа, узел переключения газовых потоков переводится в положение «I». В разделительной колонке происходит разделение поступившей газовой смеси на отдельные компоненты, которые с газом-носителем поступают в пламенно-ионизационный детектор. После выхода из колонки метана включается схема её нагрева. В результате этого по разделительной колонке начинает протекать электрический ток, эффективное значение которого регулируется по определенной программе, создавая на колонке необходимый температурный градиент. В заданный программой момент времени схема нагрева колонки отключает ток в цепи, одновременно подается команда на включение вентилятора охлаждения, который охлаждает колонку до температуры, соответствующей началу следующего цикла анализа.

В четвертой главе приведены результаты опробования и промышленного внедрения научно обоснованной и технически реализованной аппаратуры газового каротажа.

Разработанная аппаратура в настоящее время серийно выпускается ОАО НПФ «Геофизика». Результаты опытно-промышленной эксплуатации хроматографа «Рубин» показали, что этот прибор обеспечивает возможность значительного расширения области практического применения методических средств газового каротажа. При этом было существенно сокращено число случаев выдачи недостоверных заключений детальных исследований перспективных пластов. Геологическая эффективность геохимических исследований, проведенных с использованием созданной аппаратуры, наглядно иллюстрируется представленными ниже примерами.

На рис. 6 приведен пример выделения нескольких чередующихся продуктивных пластов по кривым параметров газосодержания бурового раствора, зарегистрированным хроматографом «Рубин», на одной из скважин Балтаев-ской площади Республики Башкортостан. По динамике газопроявлений выделены нефтенасыщенные песчаники бобриковского горизонта (интервалы 1602 — 1604 ми 1611-1613 м) и нефтесодержащий коллектор трещиноватого типа в карбонатных отложениях турнейского яруса нижнего карбона (интервал 1630 -1638 м). Несмотря на увеличение фоновой газонасыщенности бурового раствора после вскрытия первого нефтесодержащего пласта выделены последующие газоаномальные участки. Частое чередование продуктивных пластов довольно четко фиксируется на газокаротажных кривых в виде отдельных аномалий, разделенных между собой относительно низким газосодержанием промывочной жидкости и уменьшением количества «тяжелых» компонентов.

На рис. 7 приведен пример выделения нефтеносного песчаного пласта после обработки нефтью бурового раствора на одной из скважин Хасановской площади Республики Башкортостан. После обработки промывочной жидкости нефтью значительно вырос геохимический фон бурового раствора. По прошествии некоторого времени, необходимого для выравнивания вновь образовавшегося фона, были проведены измерения абсолютных значений углеводородных составляющих извлекаемой из бурового раствора газовой смеси. Полученные величины были использованы для

Рис. 6. Пример выделения нескольких часто чередующихся пластов (площадь Балтаевская Респ. Башкортостан), корректировки калибровочных характеристик и внесены в эталонировочные характеристики хроматографа «Рубин». На приведенной диаграмме видно, что вид кривых регистрации геохимических параметров принял практически первоначальный «фоновый» вид. Дальнейшие детальные геохимические исследования по стволу скважины проводились с использованием скорректированных градуировочных характеристик. На кривой газосодержания контрастными показаниями отмечается интервал 1034 - 1041 м. Аномалии на диаграммах после обработки бурового раствора нефтью выделились рельефно.

Рис.7. Пример выделения пласта при добавлении нефти в буровой раствор (площадь Хасановская Респ. Башкортостан).

Промышленное применение разработанных средств показало высокую геологическую эффективность метода газового каротажа и существенное расширение круга многих существующих и создаваемых методических приемов:

прогнозирование приближения к продуктивному пласту непосредственно в процессе бурения скважины;

контроль положения траектории ствола при проводке горизонтальных участков скважины (как в теле самого пласта, так и при выходе за его границы); наземная газовая съёмка, поверхностное оконтуривание месторождений; поиск утечек газа из подземных хранилищ газа;

выявление гидродинамических связей между резервуарами углеводородов;

поиск и разведка месторождений каменного угля и горючих сланцев.

Основные выводы.

1. Путем анализа и обобщения результатов проводимых па практике геохимических исследований показано, что ограничения практического применения метода газового каротажа в сложных геолого-технологических условиях пе являются его характерными особенностями, а связаны с недостаточным научно-техническим уровнем комплекса исследований и несовершенством методов интерпретации получаемых результатов.

2. Разработана аппаратура газового каротажа нефтегазовых скважин, имеющая чувствительность до 10~5 % абс. по метану, позволяющая выделять не вычленяемые ранее часто чередующие тонкослоистые нефтяные пропластки и повысить порог регистрации продуктивных пластов, насыщенных нефтью с низким газовым фактором (от 3 М).

3. Созданы технические и программно-методические комплексы, имеющие расширенный диапазон измерения до 100 % абс. по метану, которые позволяют проводить геохимические исследования на количественном уровне при бурепии па промывочной жидкости с содержанием нефти свыше 10 %, в том числе и при проводке горизонтальных скважин.

4. Разработан хроматограф «Рубин» с расширенной областью практического применения методических средств газового каротажа, длительная промышленная эксплуатация которого показала высокую геологическую эффективность результатов исследований за счет достоверного проведения компонентного анализа по стволу скважины в широком диапазоне геолого-технологических условий. Геохимические исследования способствовали детализации в рассматриваемых регионах ряда нефтяных залежей, в основном, в карбонатном разрезе.

5. Результаты диссертационного исследования внедрены в практику проведения газового каротажа в России, Белоруссии, Казахстане, Украине, Азербайджане, Туркмении, Узбекистане и др. В различных геофизических предприятиях успешно эксплуатируется около 200 аппаратурно-программных и методических комплексов.

Основпые результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах:

в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрпаукп РФ:

1. Махмутов Ш.Я. Полевой высокочувствительный экспресс-хроматограф «Рубин» и разработанные на его базе газоаналитические комплексы

/ Ш. Я. Махмутов, М. Г. Лугуманов //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2004. -Вып. 111-112. -С.64-72.

2. Махмутов Ш.Я. О градуировке хроматографа «Рубин-1» / Н.Е. Григорьев, В.М. Лобанков, М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов //НТВ «Каротажник». —Тверь: АИС, 2005. -Вып. 5-6 (132-133). -С.194-197.

3. Махмутов Ш.Я. Аппаратно-программные комплексы газового каротажа

/ Ш.Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов //НТВ «Каротажник». —Тверь: АИС, 2005. -Вып. 10-11 (137-138). - С.86-95.

4. Махмутов Ш.Я. Современные технологии и технические средства для информационного обеспечения процесса бурения скважин / М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов, P.M. Ахметшин, С.Н. Сидорович, О.В. Прокшин //НТВ «Каротажник».-Тверь: АИС, 2005.-Вып. 10-11 (137-138).-С.215-227.

5. Махмутов Ш.Я. Применение газочувствительных датчиков при бурении нефтегазовых скважин / Ш.Я. Махмутов, A.B. Соколов // НТЖ «Бурение и нефть». - 2007. - №9. - С.32-33.

6. Махмутов ШЛ. Полевой хроматограф для геохимических исследований скважин / Ш.Я. Махмутов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». — 2008. — № 12 - С.47-50.

7. Махмутов Ш.Я. Анализ эффективности геохимических исследований при бурении скважип со сложной траекторией / Ш. Я. Махмутов // НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2010. - Вып. 196. - С.20-25.

в других изданиях:

8. Махмутов Ш.Я. Новая компактная аппаратура газового каротажа, разработанная в ОАО НПФ «Геофизика» / Ш.Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов// Тезисы докладов научного симпозиума «Новые геофизические технологии для нефтегазовой промышленности» в рамках IV Конгресса нефтегазопро-мышленников России. Уфа, 21-22 мая 2003. -Уфа, 2003. - С.106-107.

9. Махмутов Ш.Я. Опыт и особенности эксплуатации газоаналитической аппаратуры в производственном режиме / Ш.Я. Махмутов, С.Н. Сидорович,

Р.М. Ахметшин/У Тез.докл III науч.конф. «Высокие технологии в промысловой геофизике». Уфа, 24-25 мая 2004. -Уфа, 2004. -С. 109-110.

10. Махмутов Ш.Я. Новое в аппаратуре газового каротажа / Ш. Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов // Тез. докл. научно-практическая коиф., посвящ. 100-летию

B. Н. Дахнова «Современные проблемы промысловой геофизики». Москва, 5-6 апреля 2005 г. -Москва, 2005. - С.62-64.

11. Махмутов Ш.Я. Совершенствование комплекса газокаротажных исследований / Ш.Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов // Тез. докл. науч. конф. «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе». Уфа, 24-25 мая 2006. — Уфа, 2006.-С.136-137.

12. Махмутов Ш.Я. Расширение информационных возможностей геолого-технологических исследований при строительстве нефтяных и газовых скважин/ М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов, С.Н. Сидорович // Сборник докладов IV китайско-российского симпозиума «Новейшие достижения в области геофизических исследований скважин». Санья, Китай, 25 ноября —

6 декабря 2006 г. - С.154-165.

13. Махмутов Ш.Я. Пути повышения информативности исследования природных газов при бурении скважин на нефть и газ / Ш.Я. Махмутов,

C.Н. Сидорович, М.Г. Лугуманов // Тез. докл. науч. конф. «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин». Секция «D». Уфа, 22 мая 2007. -Уфа, 2007. -С.87-89.

14. Махмутов Ш.Я. Эффективность геолого-технолошческих исследований при бурении горизонтальных скважин / М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов,

С.Н. Сидорович // НТЖ "Интервал. Передовые нефтегазовые технологии". 2008, № 10.-С. 61-65.

15. Махмутов Ш.Я. Техника и технология выделения маломощных продуктивных пластов методами газовой экспресс-хроматографии

/ М.Г. Лугуманов, Ш.Я. Махмутов, С.Н. Сидорович //Сборник тезисов докладов VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. Секция «В». «Новые достижения в технике и технологии ГИС» // Уфа, 26 мая 2009. — С 71-73.

16. Махмутов Ш.Я. Прогнозирование приближения к пласту в процессе бурения геохимическими методами / Ш.Я. Махмутов, М.Г. Лугуманов,

С.Н. Сидорович // Тезисы докладов научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважип». — Уфа, 25 мая 2011. - Уфа, 2011. - С. 65-68.

Подпись в печать 24.08.2012 г. Формат 60x84 1/16. Усл. печ. л. 1,29. Бумага офсетная. Гарнитура Тайме. Тираж 100 экз. Заказ № 528. Печать на ризографе

Отпечатано в типографии ООО «РегТайм» г. Уфа, ул. Казанская, д. 14,9

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Махмутов, Шамиль Явдатович

Введение.

Глава 1. Проведение геохимических исследований в сложных reo лого-технологических условиях.

1.1.История становления метода.

1.2.Анализ эффективности метода газового каротажа.

1.3.Причины снижения информативности геохимических исследований.

1.4.Особенности процессов газообогащения промывочной жидкости в рассматриваемых регионах.

Выводы по главе 1.

Глава 2. Формулирование технических требований к газокаротажному хроматографу.

2.1 Расчет параметров газонасыщения бурового раствора при различных геолого-технических условиях.

2.2 Обоснование необходимых параметров проведения газового анализа.

2.3 Обзор применяемых технических средств газового каротажа.

Выводы по главе 2.

Глава 3. Разработка высокочувствительного экспрессного хроматографа для выявления маломощных нефтенасыщенных пластов в разрезе бурящихся скважин.

3.1 Исследование путей проведения хроматографического анализа.

3.2 Разработка методики хроматографического анализа

3.3 Разработка технических решений

Выводы по главе 3.

Глава 4. Применение разработанных технических и методических средств газового каротажа для решения задач выделения в процессе бурения нефтенасыщенных пластов малой мощности.

4.1 Пример выделения нефтеносного пласта.

4.2 Пример выделения маломощного пласта трещиноватого типа.

4.3 Пример выделения последовательно расположенных пластов.

4.4 Пример выделения нефтеносных и водоносного пластов.

4.5 Выделение нефтеносных пластов при обработке бурового раствора нефтепродуктами.

Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие аппаратурно-методических средств газового каротажа на примере Волго-Уральской нефтеносной провинции"

Актуальность работы.

Необходимость ускорения промышленного роста, укрепления стратегических позиций России на мировых энергетических рынках и повышения уровня жизни населения страны предопределяет неизбежность интенсивного освоения нефтегазовых ресурсов страны. В этих условиях важнейшей задачей нефтегазодобывающей отрасли нашей страны является поддержание на должном уровне темпов добычи углеводородов. Выполнение этих требований может быть достигнуто при наличии значительных подготовленных запасов углеводородного сырья, для поддержания объёмов которых на должном уровне необходима форсированная подготовка, увеличение новых запасов. На протяжении последнего времени отмечалось заметное отставание объемов подготовки промышленных запасов от темпов роста добычи углеводорородов. На современном этапе для значительного приращения новых запасов углеводородного сырья особо важное значение приобретают задачи интенсивного проведения и повышения эффективности геологоразведочных работ.

Структура запасов нефти в нашей стране характеризуется снижением доли уникальных и крупных месторождений; большим количеством месторождений, вышедших на поздние и затухающие стадии разработки; ростом числа мелких, мельчайших месторождений, состоящих из разрозненных залежей. Имеющиеся крупные месторождения вышли на заключительные стадии разработки. Дебиты скважин здесь постоянно снижаются, а выработанность запасов составила 53% по России в целом [72]. Очевидно, что данная тенденция сохранится и в будущем. В последние годы, по имеющимся данным, основной прирост запасов нефти происходит за счет небольших месторождений. Сейчас они составляют около 80% от общего числа месторождений, состоящих на государственном балансе. Это требует рационального использования минерально-сырьевой базы. В связи с тем, что разведанные запасы углеводородов неуклонно снижаются, а вероятности открытия крупных высокопродуктивных месторождений не столь очевидны, проблемы доразведки старых и поиска новых небольших месторождений приобретают особую актуальность. Сейчас трудно ожидать сколько-нибудь значительных открытий и связанного с ними ввода новых нефтегазовых районов и зон [51].

В связи со значительной степенью выработки запасов нефти крупных месторождений в старых нефтегазовых провинциях, таких как, например, Республики Башкортостан и Татарстан, большое значение приобретает повышение эффективности разработки мелких, малопродуктивных месторождений с относительно небольшими запасами. В изменившихся условиях перспективными для разбуривания становятся мелкие структуры. Представляет большой интерес локализация небольших залежах в уже освоенных нефтедобывающих провинциях, доразведка выявленных и эксплуатируемых нефтяных месторождений, поиск и разведка залежей нефти в вышележащих горизонтах, ранее недоизученных в процессе проведенных исследований или пропущенных по геологическим и технологическим причинам. Этот путь приобретает особо важное значение именно в хорошо разведанных районах с высокоразвитой нефтедобывающей промышленностью, имеющих развитую логистическую сеть [74]. Залежи, расположенные вблизи промышленных центров, на путях магистральных нефтепроводов, представляются более выгодными, чем более значительные по запасам, но расположенные в неосвоенных труднодоступных районах. Длительно разрабатываемые месторождения не требуют значительных инвестиций в строительство объектов наземной инфраструктуры.

Определенные возможности увеличения запасов нефти кроются в выявлении новых залежей в пределах участков, уже хорошо изученных по одному-двум продуктивным горизонтам. Опыт последних лет показал, что на наиболее разбуренных территориях, как, например, Ромашкинский купол,

Акташско-Новоелховский вал или Туймазинско-Бавлинская зона, специально направленные поиски выявляют значительное количество залежей в отложениях, нефтеносность которых ранее считалась сомнительной [24]. При ограниченных возможностях прироста запасов промышленных категорий за счет основных освоенных продуктивных пластов поддержание уровня добычи в крупных нефтедобывающих районах может быть достигнуто за счет освоения новых, менее продуктивных, но обычно многочисленных горизонтов.

Данные нефтегазовые провинции характеризуются сложным строением геологических структур, для изучения которых необходимы методические и технические средства, способные решать возникающие такого рода задачи доразведки месторождений, находящихся на поздних стадиях эксплуатации. Решение данной задачи возможно за счёт проведения результативного разведочного бурения на новых месторождениях и высокоэффективного разбуривания уже имеющихся открытых. Основными объектами поисков при этом становятся участки, не столь потенциально богатые - зачастую характеризующиеся особенным геологическим строением. Поиск углеводородов на них требует нетрадиционных подходов, совершенствования существующих технологий. Бурение скважин обуславливает необходимость изучения геологического разреза скважин, выделения в разрезе пластов-коллекторов, определения характера их насыщенности (газ, нефть или вода) и установления их промышленной значимости. Несмотря на большой объем геологических и геофизических исследований, проводимых в скважинах, однозначность решения указанных задач достигается далеко не во всех случаях. Это приводит к большим непроизводительным затратам, связанным с большим числом опробований пластов. Затраты эти настолько велики, что любое усовершенствование, повышающее вероятность достоверного определения характера насыщенности коллекторов и их продуктивности, дает большой экономический эффект [34]. Одним из направлений повышения эффективности изучения геологического разреза скважин и оценки нефтегазоносности коллекторов является усовершенствование имеющихся и создание новых технических и методических средств проведения геофизических исследований скважин.

Повышение эффективности геологоразведочных работ в значительной степени обеспечивается развитием комплексов геофизических исследований скважин (ГИС), в том числе и комплекса исследований бурящихся скважин, одним из которых является метод газового каротажа. Метод газового каротажа (ГзК), в отличие от других методов ГИС, проводится непосредственно в процессе бурения скважины и в ряде случаев позволяет выделять продуктивные горизонты не по косвенным параметрам (удельному сопротивлению, плотности и т.д.), а прямыми методами - по газо- и нефтепроявлениям. Прямые методы в отличие от геофизических выполняются при неустановившихся процессах скважина-пласт, что позволяет наблюдать при исследовании более достоверные результаты. При этом представляется возможность весьма оперативно корректировать планируемые комплексы и интервалы исследований, практически в режиме реального времени. Эти характерные отличия ГзК делают его весьма результативным методом исследования скважин при проведении поисковых работ и бурении разведочных скважин на нефть и газ. Совместное комплексирование геофизических и прямых методов исследований обеспечивает получение наиболее полной достоверной информации и завершение строительства скважин в более короткие сроки [33].

Геохимические исследования в процессе бурения занимают важное место в общем комплексе геофизических исследований, т.к. не всегда удаётся, по материалам ГИС однозначно решить вопрос о перспективности отложений, особенно в условиях глинистого и возрастающего количества объектов сложного карбонатного строения, а в ряде случаев по прошествии некоторого времени - после формирования глубоких зон проникновения фильтрата бурового раствора в пласт. Вследствие данных характерных черт ГзК находит достаточно широкое применение для исследования скважин в процессе бурения.

Однако, в процессе промышленного применения геологическая эффективность метода ГзК бывает порой недостаточна: нередко встречаются случаи пропуска продуктивных пластов, выдачи рекомендаций об опробовании непродуктивных пластов, несопоставимости результатов промыслово-геофизических исследований. Основными причинами недостаточной эффективности газового анализа в рассматриваемых регионах являются низкие газовые факторы нефтей, низкие пластовые давления, тонкослоистость продуктивных отложений, повсеместные добавки нефтепродуктов в промывочную жидкость и значительное влияние на величину суммарного газосодержания режима бурения [39]. Результативность ГзК по выявлению продуктивных пластов в разрезах, вскрываемых с применением буровых растворов на нефтяной основе или с неконтролируемыми добавками нефти, резко снижается. При таких условиях проведения геохимических исследований выделение нефтегазонасыщенных коллекторов затруднено, либо полностью невозможно.

Имеющиеся случаи пропуска продуктивных пластов не всегда связаны с низкой газонасыщенностью бурового раствора. В значительной мере недостаточная эффективность метода определяется применяемым ограниченным комплексом исследований при ГзК, существующим отставанием технических и методических средств ГзК, не соответствующих технологии бурения, Распознавание природы выявляемых газовых аномалий является довольно сложной задачей, решение которой требует применения новых методик и технологий. Случаи расхождения результатов геохимических исследований и испытаний скважин требуют анализа возникновения этих причин, усовершенствования применяемого комплекса исследований и опробования новых методов. Имеющиеся ограничения практического применения метода могут быть значительно сокращены либо полностью устранены путем создания более совершенных методических и технических средств газового каротажа, высокочувствительной газоаналитической аппаратуры. Этому и посвящена настоящая диссертационная работа.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности метода газового каротажа в сложных геологических условиях Волго-Уральской провинции путем разработки и практического внедрения новых технических и программно-методических средств геохимических исследований.

Объект исследования

Геохимические исследования при неблагоприятных для газового каротажа геолого-технологических условиях бурения скважин.

Предмет исследования

Методика и выбор оптимального пути практической реализации хроматографического анализа углеводородных газов в полевых условиях.

Основные задачи исследования

1. Проанализировать факторы, влияющие на эффективность практического применения газового каротажа в сложных геологических условиях Волго-Уральской провинции.

2. Разработать и исследовать геохимическую модель газообогащения и дегазации промывочной жидкости в процессе бурения при неблагоприятных геолого-технологических условиях.

3. Разработать, на основе созданной модели, методику проведения геохимических исследований.

4. Разработать аппаратно-программные средства проведения хроматографического анализа и выбрать оптимальные технические решения, обеспечивающие его практическую реализацию.

5. Провести промышленные испытания разработанных технических и программно-методических средств проведения газового каротажа и оценить эффективность их внедрения в промысловую практику.

Методы исследования

Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения имеющихся представлений о процессах формирования газовой составляющей бурового раствора в сложных геологических условиях, проведения большого объёма лабораторных и экспериментальных работ с использованием современных средств геохимических исследований.

Научная новизна

1. Впервые разработана и оптимизирована методика хроматографического анализа углеводородных газов, характеризующаяся высокой разрешающей способностью и широким диапазоном измерений в полевых условиях.

2. Впервые разработаны и оптимизированы средства проведения газового каротажа в условиях тонкослоистого разреза, разбуриваемого на буровом растворе с добавлением нефти в вертикальных и горизонтальных скважинах.

Основные защищаемые научные положения

1. Разработанные средства газового каротажа нефтегазовых скважин с чувствительностью до 10"5 % абс. по метану, позволяют выделять не вычленяемые ранее часто чередующие тонкослоистые нефтяные пропластки и повысить порог регистрации продуктивных пластов, насыщенных нефтью с

3 3 низким газовым фактором (от 3 м

2. Созданные технические и программно-методические средства, имеющие расширенный диапазон измерения до 100 % абс. по метану позволяют проводить измерения концентрации углеводородов при бурении на промывочной жидкости с содержанием нефти свыше 10 %, в том числе и при проводке горизонтальных скважин.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций, полученных в рамках настоящей диссертационной работы, подтверждена результатами лабораторных и опытных работ, широким промышленным внедрением аппаратурно-методических средств ГзК.

Практическая значимость и реализация результатов работы в промышленности заключаются в востребованности результатов проведенных исследовательских работ на практике. В настоящее время разработанные средства являются основными инструментами проведения газового каротажа в Республиках Башкортостан и Татарстан. Выпускаемая аппаратура газового каротажа широко применяется предприятиями России, Белоруссии, Казахстана, Украины, Азербайджана, Туркмении, Узбекистана и др. В различных геофизических предприятиях успешно эксплуатируется около 200 программно-аппаратных комплексов.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; в анализе условий проведения геохимических исследований; в проведении аналитических и экспериментальных исследований, обобщении их результатов. Соискатель является инициатором, руководителем и соисполнителем работ по созданию и внедрению разработанных средств газового каротажа.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на III научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» (Уфа, 2004), на посвященной 100-летию В. Н. Дахнова научно-практической конференции «Современные проблемы промысловой геофизики» (Москва, 2005), на научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (Уфа, 2006), на научно-практической конференции «Новые достижения в технике и технологии ГИС» (Уфа, 2009), на научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (Уфа, 2011).

Публикации

Основное содержание работы опубликовано в 16 научных статьях, в том числе 7 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объём работы

Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Она изложена на 150 страницах машинописного текста, содержит 31 рисунок, 4 таблицы и список использованных источников из 107 наименований.

Разработка и опробование методик были бы невозможны без помощи, поддержки и критических замечаний со стороны ученых и производственников А.А.Кириченко, С.Н.Сидоровича, И.В.Меныцикова, В.С.Кузнецова, Д.В.Артёмова, В.Н.Андреева, С.Н.Гоптарева, Р.Т.Бибарцева и многих других, которым автор выражает свою благодарность. Особую признательность автор выражает своему наставнику П.П. Муравьеву.

Автор выражает благодарность научному руководителю работы М.Г.Лугуманову за неоценимую помощь при работе над диссертацией.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Махмутов, Шамиль Явдатович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ:

В результате проведённых исследований по теме диссертационной работы были решены следующие задачи и сформулированы основные выводы:

1. Путем анализа и обобщения результатов проводимых на практике геохимических исследований показано, что ограничения практического применения метода газового каротажа в сложных геолого-технологических условиях не являются его характерными особенностями, а связаны с недостаточным научно-техническим уровнем комплекса исследований и несовершенством методов интерпретаций получаемых результатов.

2. Разработана аппаратура газового каротажа нефтегазовых скважин, имеющая чувствительность до 10"5 % абс. по метану, позволяющая выделять не вычленяемые ранее часто чередующие тонкослоистые нефтяные пропластки и повысить порог регистрации продуктивных пластов, насыщенных нефтью с низким газовым фактором (от 3 м

3. Созданы технические и программно-методические комплексы, имеющие расширенный диапазон измерения (до 100 % абс. по метану), которые позволяют проводить геохимические исследования на количественном уровне при бурении на промывочной жидкости с содержанием нефти свыше 10 %, в том числе и при проводке горизонтальных скважин.

4. Разработан хроматограф «Рубин» с расширенной областью практического применения методических средств газового каротажа, длительная промышленная эксплуатация которого показала высокую геологическую эффективность результатов исследований за счет достоверного проведения компонентного анализа по стволу скважины в широком диапазоне геолого-технологических условий. Геохимические исследования способствовали детализации в рассматриваемых регионах ряда нефтяных залежей, в основном, в карбонатном разрезе.

5. Результаты диссертационного исследования внедрены в практику проведения газового каротажа в России, Белоруссии, Казахстане, Украине, Азербайджане, Туркмении, Узбекистане и др. В различных геофизических предприятиях успешно эксплуатируется около 200 аппаратурно-программных и методических комплексов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Махмутов, Шамиль Явдатович, Уфа

1. Айерс Б.О. Основы скоростной газовой хроматографии на насадочных колонках /Айерс Б.О., Лойд Р.И.-М.'Аналитическая химия, 1961.- С. 82.

2. Алексеев Ф.А. Нефтепромысловая геохимия М.:ВНИИЯГГ,1965.- С.46.

3. Арутюнов Ю.И. Хроматографическое измерение состава нефтяных газов-М.: Недра, 1987.- С. 34.

4. Бакиров А. А. Геология и геохимия нефти и газа / Бакиров А. А., Табасаранский 3. А. и др.- М.: Недра, 1982.- С. 28.

5. Бережной А.И. Дегазация промывочных растворов в бурении / Бережной А.И., Дегтев H.H.- М.: Гостоптехиздат, 1963, С. 68.

6. Бикчурин Т.Н. Влияние перепада давления на нижнем конце бурильных труб на нагрузку на долото и механическую скорость/Бикчурин Т.Н., Ибатуллин Р.Х., Тахаутдинов Ш.Ф // НТЖ «Нефтяное хозяйство».-2007,11.-С. 6-10.

7. Великовский A.C. Отличительные признаки составов газов и конденсатов в газоконденсатных залежах, контактирующих с нефтью/ Великовский A.C., Карпов А.К. и др//Труды ВНИИгаз,М,1974.- С. 154-166.

8. Витенберг А.Г. Газовая экстракция в хроматографическом анализе: парафазный анализ и родственные методы /Витенберг А.Г., Иоффе Б.В.-Л.: Химия, 1982.- С. 72.

9. Вольфсон И.С. Нефти Татарской АССР / Вольфсон И.С., Телетова М.Н.-М.: Химия, 1966.- С.93.

10. Галкин Л. А. Изменения состава газовоздушной смеси при ее транспортировке по гаэовоздушной линии / Галкин Л. А. Слуцкина Г. А. -Методика и техника газового каротажа.-М.: Недра, 1971. С. 35 - 39.

11. Геолого-технологические исследования в процессе бурения РД 390147716-102-87. Уфа: ВНИИнефтепромгеофизика, 1987.- С. 59.

12. Гиддинс И.С. Теория теоретических тарелок в газовой хроматографии с программмированием температуры-М:Аналитическая химия, 1962.- С.47.

13. Голберт К.А. Курс газовой хроматографии / Голберт К.А., Вигдергауз М.С.-М.: Химия, 1967- С. 97.

14. Григорьев Н.Е. О градуировке хроматографа «Рубин-1» / Григорьев Н.Е., Лобанков В.М., Лугуманов М.Г., Махмутов Ш.Я. -НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2005, вып. 5-6 (132-133).- С. 194-197.

15. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтенасыщенности горных пород.- М.: Недра.1975.- С. 144.

16. Дегтев Н.И. Контроль и дегазация буровых промывочных жидкостей / Дегтев H.H., Зинкевич А.К.- М.: Недра, 1978- С. 87.

17. Езерский Ю.Г. Оценка характера насыщения пласта по газонасыщеннос-ти его флюида (для нефтеносных районов)/ Езерский Ю.Г., Никонов А.Д. -Тр. БашНИПИнефть, Уфа, Вып.7.- С. 107-113.

18. Елашева О.М. Разработка технологии подготовки к транспорту нефти Русского месторождения/ Елашева О.М., Тыщенко В.А, Плешакова H.A. и др.- НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2010.- № 8.-С. 72-75.

19. Жуховицкий A.A. Газовая хроматография /Жуховицкий A.A., Туркельтауб Н.М.- М.: Гостоптехиздат, 1962.- С. 112.

20. Жуховицкий В.А. Руководство по газовой хроматографии-М.: Иностранная литература, 1969.- С. 39.

21. Зорькин Л. М. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов / Зорькин Л. М., Старобинец И. С. М.: Недра, 1984.- С. 138.

22. Калмановский В.И. К вопросу о пороге чувствительности системы ионизационно-пламенного детектирования -М.: Недра, 1970.- С. 69.

23. Карус Е.В. Физико-химические основы прямых поисков залежей нефти и газа -М.: Недра, 1986, С. 98-110.

24. Кейлеманс А. Хроматография газов -М.: Изд-во И. л., 1959.- С.76.

25. Козлов Ю.И. Влияние оттеснения пластовой жидкости фильтратом бурового раствора на результаты газового каротажа -М.: Гостоптехиздат, 1962.- С. 41.

26. Кондон Р. Сравнение двух ионизационных детекторов / Кондон Р., Шолли П., Аверил В.- М.: Мир, 1964.- С. 43-64.

27. Кулаков М.В. Газовые хроматографы / Шкатов Е.Ф., Ханберг В.А.- М., «Энергия», 1968.- С. 28.

28. Лаптев В. В. Автоматизированные системы сбора и обработки геолого-геофизической информации в процессе бурения скважин / Лаптев В. В., Славнитский Б. Н., Шадрин А. И. -М.: ОНТИ ВНИИОЭНГ, 1976.- С. 85.

29. Лаптев В. В. Опыт геологического контроля в процессе бурения / Лаптев В. В., Езерский Ю. Г. и др.- Уфа: ВНИИНПГ., 1979,- С. 125-133.

30. Лаптев В. В. Технология комплексных скважинных исследований по выявлению и оценке продуктивных пластов в процессе бурения / Лаптев В.В., Адлер М.Г., Дембицкий С.И.- Уфа: ВНИИНПГ, 1979.- С. 158.

31. Левит A.M. Методика и техника газового каротажа /Левит A.M., Цыганов Б.Ф., Галкин Л.А. и др. М.: Недра, 1971.- С. 73.

32. Левицкий А. 3. Использование геолого-технологической информации в бурении. М.: Недра, 1992.- С. 69.

33. Лугуманов М.Г. Эффективность геолого-технологических исследований при бурении горизонтальных скважин / Лугуманов М.Г., Махмутов Ш.Я., Сидорович С.Н. НТЖ "Интервал. Передовые нефтегазовые технологии" № 10, 2008.- С. 61-65.

34. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: дис. на соиск. учен, степени д-ра техн. наук. 1990.- С. 128.

35. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. -М.: Недра, 1979.- С. 248.

36. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические исследования в процессе бурения/Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В.-М.: Нефть и газ, 1997,- С. 48.

37. Лукьянов Э.Е. История создания и развития службы ГТИ в России НТВ "Каротажник". Тверь: АИС, 2000, вып. 69.- С. 149-168.

38. Лукьянов Э.Е. Полевой экспресс-хроматограф ГХ-П001/Лукьянов Э.Е., Цыглеев Л.Я., Бурханов О.Х. -НТВ "Каротажник", Тверь: АИС, 2000, вып. 69.- С. 97-104.

39. Лукьянов Э.Е. Сравнительный анализ новейших отечественных и зарубежных систем газового каротажа/Лукьянов Э.Е., Цыглеев Л. Я НТВ "Каротажник". Тверь: АИС, 2000, вып. 69.- С. 5-19.

40. Максимов С.П. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. -М.: Недра. 1970.- С. 104.

41. Мастепанов A.M. Глобальная энергетика и Россия: российский взгляд из 2009 г. -НТЖ Нефтяное хозяйство, 2010, № 3.- С. 36-41.

42. Масюков В.В. Оценка газоносности коллекторов по данным хроматогра-фиического и люминесцентного анализов.- М.:ВНИИЯГГ, 1965.- С. 109.

43. Масюков В.В. Проведение газового каротажа при загрязнении бурового раствора углеводородами.- М.:Новости нефтяной и газовой техники, серия «Геология», № 2, 1962.- С. 16.

44. Махмутов Ш.Я. Газоаналитическая аппаратура для станций ГТИ / Махмутов Ш.Я., Муравьев П.П., Артемов Д.В. НТВ "Каротажник". -Тверь: АИС, 2003, вып. 108.- С. 100-111.

45. Махмутов Ш.Я. Полевой высокочувствительный экспресс-хроматограф «Рубин» и разработанные на его базе газоаналитические комплексы / Махмутов Ш Я., Лугуманов М. Г. -НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2004, вып. 111-112.- С. 64-72.

46. Махмутов Ш.Я. Аппаратно-програмные комплексы газового каротажа / Махмутов Ш.Я., Лугуманов М.Г. -НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2005, вып. 10-11 (137-138).- С. 86-95.

47. Махмутов Ш.Я. Опыт применения газочувствительных датчиков при бурении нефтегазовых скважин / Махмутов Ш.Я., Соколов A.B. НТЖ «Территория нефтегаз», 2007, № 5,- С. 18-20.

48. Махмутов Ш.Я. Применение газочувствительных датчиков при бурении нефтегазовых скважин / Махмутов Ш.Я., Соколов A.B. НТЖ «Бурение и нефть», 2007, №9.- С. 32-33.

49. Махмутов Ш.Я. Полевой хроматограф для геохимических исследований скважин. НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2008, № 12,- С.47-50.

50. Махмутов Ш.Я. Анализ эффективности геохимических исследований при бурении скважин со сложной траекторией. НТВ «Каротажник». —Тверь: АИС, 2010, вып. 196.- С.20-25.

51. Махмутов Ш.Я. Новое в аппаратуре газового каротажа /Махмутов Ш.Я., Лугуманов М.Г. Тез. докл. научно-практическая конференция, посвященная 100-летию В. Н. Дахнова «Современные проблемы промысловой геофизики» г. Москва, 5-6 апреля 2005.- С. 62-64.

52. Саввина Я. Д. Газы и конденсаты месторождений природных газов СССР. Автореф. дис. М. 1970.

53. Соколов В.А. Состав газообразных углеводородов как показатель их миграции и распределения нефтяных и газовых залежей /Соколов В.А., Черемисинов О.А.-Геология нефти и газа, 1971, №9.- С. 37.

54. Старобинец И. С. Классификация газоконденсатных залежей, их нефтяных оторочек и конденсатов в связи с условиями формирования Тр. / ВНИГНИ. М., 1980. Вып. 219.- С. 38-55.

55. Тарасова Е.В. Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу. НТВ «Каротажник».-Тверь: АИС, 2011, вып. 10.- С. 10-22.

56. Тарасова Е.В. Роль ГТИ в обеспечении строительства скважин. НТВ «Каротажник».Тверь: АИС, 2011, вып. 10.- С. 123-130.

57. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. РД 153-39.0-069-01. Кол. авторов. Тверь, 2001.- С. 74.

58. Требин Г.Ф. Нефти месторождений Советского Союза /Требин Г.Ф., ЧарыгинН.В, Обухова Т.М.- Справочник. -М.:Недра, 1980.- С. 173.

59. Фроловский П.А. Хроматография газов.- М.: Недра, 1969.- С. 86.

60. Чахмачев В. А. Геохимические методы распознавания типа углеводородных залежей / Чахмачев В. А., Виноградова Т. JI. Обзор. Сер.: Нефтегазовая геология и геофизика. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982.- С. 19.

61. Чекалин JI. М. Газовый каротаж скважин и геологическая интерпретация его результатов. -М.: Недра, 1965.- С. 86.

62. Чекалин JIM. Геолого-технологические исследования скважин /Чекалин JIM., Моисеенко А. С. и др. М.: Недра, 1993.- С. 120.

63. Черемисинов O.A. Проблемы газометрии скважин. М.:Недра,1973.-С.93.

64. Черемисинов O.A. Влияние газонасыщенности бурового раствора, входящего в скважину, на газокаротажные исследования.- Нефтегазовая геология и геофизика, 1965, №12.- С. 54.

65. Черемисинов O.A. К оценке скорости проникновения жидкости в пласт под долотом. -М: ВНИИЯГГ, 1965.- С. 68.

66. Черемисинов O.A. Газобогащение промывочной жидкости при бурении песчаных газонасыщенных коллекторов.- М.:ВНИИОУЭНП, 1967.- С.49.

67. Черемисинов O.A. Определение глубины залегания пласта по данным газового каротажа / Черемисинов O.A., Каримов З.Ф.- Нефтегазовая геология и геофизика, 1965, № 8.- С. 62

68. Черемисинов O.A. Влияние опережающей долото фильтрации на газокаротажные измерения. -М.:ВНИИОЭНГ, 1964.- С. 22-24.

69. Черемисинов O.A. Состав природного газа по данным газометрии скважин. /Черемисинов O.A., Шорохов Н.Р. М.: Недра, 1975.- С.72.

70. Шай Г.Теоретические основы хроматографии газов. -М.:И.л.,1963.-С.78

71. Юровский Ю.М.Разрешающая способность газового каротажа.- М.: Недра. 1974.- С. 152.

72. Юровский Ю.М.Методика интерпретации результатов газового каротажа. -М.: Недра. 1977.- С. 92.