РД 153-39.0-062-00 Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах (2-е изд., с уточнениями и дополнениями)

     8.1 Определение характера насыщения пласта

8.1.1 Первичное определение качества пробы состоит в том, чтобы установить, соответствует ли скважинная проба флюиду, который находился в пробоотборной камере ИПТ в момент закрытия его клапанов в точке отбора. По этому признаку различают три вида скважинных проб:

- качественная проба (пробоотборник герметичен и компонентный состав отобранной пробы не изменился);

- частично дегазированная проба (пробоотборник негерметичен и в процессе его подъема произошло выделение газа из жидкости);

- некачественная проба (не закрыты один или оба клапана пробоотборника, флюид в пробоотборнике в процессе подъема ИПТ перемешался со скважинной жидкостью).

8.1.2 Для определения качества отобранной пробы используются результаты визуального контроля и замера давления в пробоотборнике. Перед осмотром пробоотборник необходимо отмыть от грязи и шлама и обтереть насухо ветошью. Появление пузырьков газа и капелек жидкости в местах соединений свидетельствует о негерметичности пробоотборника.

Давление в пробоотборнике является существенным критерием качества пробы. При испытании глубокозалегающих объектов и значительном отличии забойной температуры от поверхностной, давление в пробоотборнике может оказаться ниже, чем на глубине отбора пробы. В этом случае если не обнаружено визуальных признаков негерметичности пробоотборника, пробу следует считать качественной.

8.1.3 Для однозначного заключения о характере насыщения испытываемого объекта необходимо отбирать не менее трех проб пластовой жидкости, две из которых должны давать равнозначные показания по давлению насыщения и газовому фактору.

8.1.4 Уточнение характера насыщения пласта по результатам анализа скважинных проб базируется на информации о физико-химических свойствах пробы, составе газа (углеводородной части и содержании других компонентов - азота, двуокиси углерода, сероводорода, инертных газов и др.), объеме газа, растворенном в жидкости, давлении насыщения, содержании асфальтенов, коэффициенте светопоглощения.

8.1.5 Отобранная проба может быть представлена нефтью, пластовой водой, буровым раствором или его фильтратом, газом или смесью флюидов в различных соотношениях (приложение Д). В ряде случаев указанных критериев недостаточно и для однозначного ответа о характере насыщения пласта следует применять данные газокаротажных станций и геолого-технологического контроля. Учет информации по ГИРС, ГТИ и ИПТ является обязательным условием объективной интерпретации для заключения о характере насыщения испытанного объекта.

8.1.6 Средний состав углеводородного газа, выделенного из пробы, взятой при испытании нефтенасыщенного (А) и водонасыщенного (Б) объектов, представлен на рисунке 8.1.1.

Рисунок 8.1.1 Средний состав углеводородного газа из пробы

А) нефтенасыщенного, Б) водонасыщенного объекта испытания  

Если в пробе имеются прямые признаки нефти, данные о составе газа служат только подтверждением заключения о нефтесодержащем пласте.

Если в пробе газа имеется повышенное содержание изобутана (>5%) и изопентана (>4%), а отношение содержания изопентана к нормальному пентану меньше единицы, то испытан пласт с признаками остаточной нефтенасыщенности.

Если выделенный газ содержит большое количество метана (>70-80%), незначительное количество изобутана (<0,3%) и изопентана (<0,5%), то наиболее вероятно отсутствие нефтенасыщенных пластов в интервале испытания.

Если отобранная проба представляет собой газ, то углеводородный состав позволит уточнить его принадлежность.

При этом можно дать два варианта заключения:

1) газ выделился в пласте из нефти или воды при давлении на забое, которое значительно ниже давления насыщения;

2) газ отобран при испытании газоносного пласта.

8.1.7 Для выявления характера насыщения испытуемого объекта нужно использовать соотношение различных компонентов полученного газа между собой (таблица 8.1.1). Наиболее информативными являются такие газовые коэффициенты, как C/C+в; С/С; н-С/и-С, но только совместное использование нескольких газовых коэффициентов позволяет более однозначно определить тип газа (залежи), следовательно, и характер насыщения.

Таблица 8.1.1

8.1.8 Количество газа, растворенного в жидкости (Г) (больше 3-5 м/м), является признаком углеводородных скоплений в испытываемом интервале. Как правило, высокое значение Г отмечается, когда в пробе содержится хотя бы некоторое количество нефти.

Когда в пробе нет прямых признаков нефти, повышенное значение Г может явиться признаком наличия нефтеносного пласта в интервале испытания. Чтобы оценить, насколько фактический Г, обусловленный не только растворенным, но и свободным газом в пробоотборнике, выше максимального при пластовых значениях температуры и давления, можно воспользоваться палеткой (рисунок 8.1.2).