Способ определения природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и консервации газовых скважин многопластового месторождения геохимическими методами

 

Изобретение относится к промысловой геологии и может быть использовано на стадии разведки, разработки и эксплуатации многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений при возникновении необходимости определения природы попавших в межколонное пространство углеводородных газов. Техническим результатом является сокращение стоимостных затрат, увеличение оперативности принятия решения при проведении ремонтных работ и достоверности метода изотопного состава углерода метана. Для этого согласно геохимическому способу определения природы межколонных газопроявлений на площади месторождения создается эталонный разрез с выделенными и охарактеризованными газонасыщенными горизонтами. Состав углеводородов, в том числе изотопный состав углерода метана, выделенных газоносных горизонтов различается. Вследствие вертикальной зональности процессов нефтегазообразования происходит обогащение состава газа тяжелыми углеводородами и метана тяжелым изотопом с ростом глубины генерации газа. Выявление газоносного интервала, из которого исходит газопроявление при бурении, эксплуатации, консервации скважин, производится методом межколонного отбора проб газа с определением по хроматографическому анализу их качественного и количественного состава, корреляции их состава с эталонным газогеохимическим разрезом. При этом объектом поиска является не место дефектов эксплуатационной колонны, как в геофизических методах, а тот газоносный горизонт, с которого и происходит миграция углеводородов, что выявляет в итоге интервал утечек. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к промысловой геологии и может быть использовано на стадии разведки, разработки и эксплуатации многопластовых месторождений газа и газоконденсата при возникновении необходимости определения природы попавших в межколонное пространство углеводородных газов.

Известны способы определения интервала утечек углеводородных газов геофизическими методами - акустический каротаж, дефектоскопия и т.д., которые основаны на поиске мест нарушения эксплуатационной колонны, целостности цементного камня и т.д. [1].

Недостатком существующих геофизических методов исследования скважины является то, что интервал возможных утечек углеводородных газов определяется при наличии значительных дефектов, например разрыве колонны, образовании пустот при цементировании скважины и т.д. При поступлении газа по резьбовым соединениям и микротрещинам в колонну интерпретации данных о геофизических исследованиях скважин не могут дать однозначного результата. Так же следует отметить большие временные и стоимостные затраты комплекса геофизических исследований скважин по сравнению с геохимическим методом. Геохимические методы для определения природы газопроявлений в эксплуатационной колонне и межколонном пространстве до настоящего момента не использовались.

Из наиболее близких по сути к предлагаемому способу являются геохимические методы оценки глубины генерации углеводородов. Известен способ оценки глубины генерации углеводородов по изотопному составу углерода метана, основанный на зональности процессов нефтегазообразования, и как следствие, обогащение углерода метана тяжелым изотопом с ростом глубины генерации газа [2].

Недостатком этого способа является его малая оперативность, что связано с невозможностью проведения изотопного анализа в полевых условиях. Это определяет ограниченность применения способа в промысловой геологии, где важно быстро разработать экспертное заключение и скорректировать работы.

Цель изобретения - определение природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и консервации скважин многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и консервации газовых и газоконденсатных скважин многопластовых месторождений, включающий отбор проб газа в процессе бурения из бурового раствора или с устья скважины, определяют по хроматографическому анализу их состав, группируют результаты анализа по геохимическим горизонтам, рассчитывают отношения углеводородных компонентов C1/C3, C1/C2, C2/C4, C3/C5, C4/C5, C2/C3, C3/C4, C3+C5/C2+C4, строят эталонные диаграммы по каждому газохимическому горизонту, с которыми в дальнейшем сравнивают ряды углеводородных компонентов хроматографического анализа проб газа, отобранных из межколонного пространства.

Таким образом, объектом поисков является не место дефектов эксплуатационной колонны, как в геофизических методах, а тот газоносный горизонт, с которого и происходит миграция углеводородов, что выявляет в конечном итоге интервал утечек.

Способ осуществляется следующим образом.

Отбираются пробы газа в процессе бурения из бурового раствора или при отработке продуктивных горизонтов - с устья скважины. Определяется состав углеводородов, в том числе изотопный состав углерода метана, в отобранных пробах. Пробы группируются по выявленным в процессе бурения и отработке скважин геохимическим горизонтам. Рассчитываются средние оценки газогеохимических показателей по каждому горизонту C1/C3, C1/C2, C2/C4, C3/C5, C4/C5, C2/C3, C3/C4, C3+C5/C2+C4, они берутся в качестве эталона сравнения для всей площади в целом. Строятся их диаграммы по каждому газонасыщенному горизонту. Ряды отношений углеводородных компонентов берутся в качестве эталонных палеток. Из межколонного пространства скважин отбираются пробы газа. Состав пробы определяют хроматографическим анализом, строят ряды углеводородных компонентов и по степени сходства с эталонными палетками их относят к какому-либо горизонту, т.е. интервалу утечки.

Пример реализации. Опробация способа была произведена на Бованенковском газоконденсатном месторождении Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, где возникла проблема межколонных газопроявлений, при освоении ранее пробуренных скважин. Разрез месторождения, кроме продуктивных отложений в интервалах 550-650 м и 1200-1450 м, имеет маломощные газоносные пласты в интервале 40-130 м, поэтому важно знать из какого горизонта в межколонное пространство попал газ. Был создан эталонный геогеохимический разрез месторождения, рассчитаны отношения углеводородных компонентов и построены эталонные палетки по трем газоносным горизонтам (см. табл. 1 и график, приведенный на чертеже). Диаграммы CH/(C+...C)-(C+C)/(C+C) и CH/(C+...C) - ИСУ CH показали, что области корреляции компонентов, соответствующие газоносным горизонтам, не пересекаются, разбраковка допустима и однозначна. Был произведен отбор проб газа при межколонных проявлениях, определен его состав и на эталонные палетки нанесены отношения углеводородных компонентов. Анализ материала позволил определить природу межколонных газопроявлений, идентицифировать горизонт, с которого углеводороды попали в затрубное пространство (интервал утечки 1200 - 1450 м).

Использование предложенного способа определения геохимическими методами природы межколонных газопроявлений по сравнению с существующими значительно сокращает стоимостные затраты (геофизические методы), увеличивает оперативность принятия решения при проведении ремонтных работ на скважинах газовых и газоконденсатных многопластовых месторождений, то есть предложенный метод обладает оперативностью геофизического метода и достоверностью метода изотопного состава углерода метана.

Источники информации 1. Типовые и обязательные комплексы геофизических исследований скважин, - РД-51-1-93 М.: ИРЦ Газпром, 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. - 332 с.: ил. - ISBN 5-247-02845-7.

Формула изобретения

Способ определения природы межколонных газопроявлений на стадии бурения, эксплуатации и концентрации газовых и газоконденсатных скважин многопластовых месторождений, включающий отбор проб газа в процессе бурения из бурового раствора или с устья скважины, отличающийся тем, что определяют по хроматографическому анализу их состав, группируют результаты анализа по геохимическим горизонтам, рассчитывают отношение углеводородных компонентов С1/С3, С1/С2, С2/С4, С3/С5, С4/С5, С2/С3, С3/С4, С3+С5/С2+С4, строят эталонные диаграммы по каждому газохимическому горизонту, с которыми в дальнейшем сравнивают ряды углеводородных компонентов хроматографического анализа проб газа, отобранных из межколонного пространства.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2