СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОИСКОВ

Б.П. Акулинчев

В сб «Проблемы нефтегазопоисковой гидрогеологии», М. ИГиРГИ, 1989, с.79-83.

Геохимические методы поисков полезных ископаемых основаны на выявлении закономерностей изменения относительно фона различных показателей в ореолах вокруг залежей. Для этого требуется, как правило, опробование большого числа скважин, что удорожает поиски и не дает возможности оценивать их перспективы по результатам бурения первых скважин. Например, широко известен[1] способ оценки перспектив газоносности ловушек, заключающийся в том, чтобы установить увеличение давления насыщения в сторону ловушки, по крайней мере, по двум направлениям, не менее чем на двух скважинах на каждом из них. Аналогичным образом оцениваются ловушки и по другим гидрогеохимическим показателям (коэффициенту насыщения, содержанию углеводородов, водорастворенной органике и др.). При этом глубинные пробы воды отбирают с забоя скважин при забойном давлении, равном пластовому.

Эти способы имеют ряд недостатков. Во-первых, по гидрогеохимическим показателям, близким к фоновым, полученным даже  в двух-четырех скважинах, оценить перспективы газоносности ловушки не представляется возможным, а, во-вторых, по результатам опробования пар скважин, одна из которых попала в фоновую зону, а другая в ореол, может быть сделан ложный вывод о вероятном существовании залежи за пределами данной ловушки. В то же время при проведении гидродинамических исследований некоторых нефтегазопоисковых скважин отмечались случаи изменения в значительных пределах газосодержания вод во времени (таблица)

Незначительные депрессии на пласт и низкое газонасыщение вод при забойном давлении, равном пластовому, не дают оснований объяснить эти явления дегазацией вод в пласте. Автором было высказано предположение, что скважины, в которых резко увеличивалось газонасыщение, находятся вблизи залежей газа, и при самоизливе происходило подтягивание вод с повышенным газосодержанием из ореолов залежей. Возможное смещение газовой залежи при гидрогеологических исследованиях описано также в работе Г.П.Якобсона и М.М.Булычева[2].

Из теории и практики гидродинамики известно, что если из скважины при самоизливе или откачкой отбирать воду, то вокруг нее образуется депрессионная воронка, увеличивающаяся во времени, за счет чего на забой поступает флюид из все более удаленных участков пласта. При радиальной фильтрации в равномерном пласте размеры кругового контура определяют по следующей зависимости:

                                                                       (1)

где Q - дебит скважины, м3/сут.; t - продолжительность отбора, сут.; h - эффективная толщина пласта, м; m - пористость; b - коэффициент водоотдачи.

Таблица

Изменения газовых показателей в переливающих скважинах

Площадь, № скважины Пластовое давление, МПа Депрессия  на пласт, МПа Дебит перелива, м3/сут. Время работы, сут. Газосодержание газонасыщенность м33
Мирненская, 30 25,49 0,1 150 1,6 3,0 1,3 1,8 0,5
Малороссийская, 2 33,86 0,7 48 3,0 7,3 более 1 1,8 0,3
Прибрежная, 1 60,99 4,8 700 0,5 2,0 0,2 0,1 0,06
Новоалексеевская, 5 42,93 5,6 115 2,2 2,7 0,4 1,8 0,2
Черкесская, 3 18,12 1,3 427 2,1 0,3 0,3 0,3 0,3
Веселовская 27,16 2,1 3 1,8 1,9 0,6 1,8 0,6

Содержание различных гидрогеохимических показателей в забойных пробах воды в каждый момент времени представляет собой среднее от содержания этих показателей на границах кругового контура. Размеры залежей значительно (на 1-3 порядка) выше величины кругового контура питания скважины, поэтому линию его пересечения с внешней границей гидрогеохимического ореола можно принять за прямую. Распределение гидрогеохимических показателей в пласте можно считать линей­ной функцией.

Опробуемые скважины могут (рисунок) оказаться в залежи (kскв.0 = kГ), в зоне гидрогеохимического ореола (kГ > kскв.0 > kф) или в фоновой зоне (kскв.0 = kф), в чем можно убедиться на результатах сравнения гидрогеохимических показателей, определенных при забойном давлении, равном пластовому, с известными фоновыми (kф) и предельными (kГ). По мере отбора воды из пласта скважинные показатели остаются постоянными (kскв.r = kскв.0) несмотря на увеличение кругового контура питания до момента пересечения им внешней границы геохимического ореола (r ? rср., линия АВ на рисунке). После этого гидрогеохимические показатели начинают изменяться, так как их величина в каждый момент времени складывается из постоянного показателя (kф) в фоновой части и переменного, увеличивающегося или уменьшающегося от kф, до kГ, в ореоле. Характер их распределения в пласте и скважине можно установить, используя зависимость

                               (2)

где kскв.r - гидрогеохимические показатели в скважине при изменяющемся радиусе кругового контура; kr - значение этих показателей на расстоянии r от скважины в сторону залежи; kф- фоновые значения показателей, r - текущий радиус кругового контура; rф- расстояние от скважины до внешней границы ореола (rф ? 0 при kскв.0= kф и rф < 0 при kскв.0 > kф).

Установленную зависимость (2) используют для оценки перспектив нефтегазоносности ловушек по результатам бурения первой же поисковой скважины. Для этого до начала исследования по данным опробования водоносных комплексов на «пустых» (не содержащих залежей) ловушках определяют kф гидрогеохимических показателей, принятых как поисковые критерии в нефтегазоводоносном бассейне, а по результатам разведки выявленных месторождений устанавливают предельные значения этих же показателей на границах залежей. После освоения (смены технической воды на пластовую) скважины при забойном давлении, равном пластовому, отбирают глубинные пробы пластовой воды с забоя скважины и определяют в них гидрогеохимические показатели (газосодержание, давление насыщения, концентрацию СМ., бензола, фенолов и др.). Затем пробы извлекают при забойном давлении ниже пластового, но выше давления насыщения, например, при самоизливе или откачке. После этого до момента изменения показателей (радиус контура увеличивается) на основании гидрогеохимических показателей в скважине определяют их распределение в пласте по зависимости (2).

Предлагаемый способ позволяет устанавливать характер распределения указанных показателей в пласте и перспективы его газоносности без бурения и опробования каждой второй скважины на направлении. Определение ожидаемых показателей в пласте и расстояния до внешней границы ореола повышает достоверность оценки дистанции до предполагаемой залежи. Использование рассматриваемого способа дает возможность значительно сократить объем разведочного бурения, повысить экономическую эффективность разведочных работ на 20-25%.

***



1 Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. М.: Недра, 1976. 309 с.

2Якобсон Г.П., Булычев М.М. Многолетние режимные наблюдения в пьезометрических скважинах и особенности гидрогеологических исследований в поисковых и разведочных скважинах на нефть и газ на территории Урала, Поволжья, Прикаспия и Восточного Предкавказья // Испытание поисковых и разведочных скважин. М., 1974. С.120-127. (Тр. ВНИГНИ. Вып.157).