Газогидрохимические исследования
Газовая составляющая подземных вод является одним из важнейших и наиболее надежных гидрогеологических поисковых показателей. При этом требуется правильно определять как газосодер- жание, так и компонентный состав растворенных в водах газов, по которым проводится расчет упругости газов и коэффициента насыщения. Получение достоверных данных о газовой составляющей пластовых вод во многом зависит:
- от степени подготовленности скважин к проведению исследований;
- техники и технологии проведения гидрогеологических исследований;
- химического анализа водорастворенного газа и интерпретации результатов исследований.
Подготовка скважины к исследованиям заключается в ликвидации последствий проникновения фильтрата бурового раствора, замене технической воды в скважине на пластовые воды, создании газогидрогеохимической обстановки, соответствующей пластовой или близкой к ней.
Газовые показатели определяют путем отбора глубинных проб на режиме динамического уровня с помощью глубинных пробоотборников различных модификаций как отечественного производства, так и зарубежного.
По конструктивным особенностям пробоотборники подразделяются на проточные и непроточные. Для отбора проб наиболее приемлемы отечественные ПД-3М с усовершенствованным клапанным устройством самоуплотняющейся конструкции (Б.П. Акулинчев, 1982). В отличие от пробоотборников заводского исполнения эти пробоотборники позволяют получать достоверные пробы воды и растворенного газа, производить отбор проб в условиях аномально высоких давлений и температур. Однако эти приборы имеют ограниченное применение в условиях высоких концентраций кислых компонентов, когда надежнее непроточные пробоотборники компании «Кастер», модернизированные в Ухтинском отделении ВНИГРИ.
В большинстве глубинных пробоотборников клапаны открываются внутрь камеры, поэтому при АВПД и геотемпературных градиентах возможна разгерметизация проб при их подъеме на поверхность. Наиболее неблагоприятные условия формируются при нахождении пробоотборника в лубрикаторе. В этом случае давление пробы во многом зависит от газового фактора и возможности выделения свободного газа, однако в поисково-разведочных скважинах его значение обычно неизвестно. Чтобы оценить сохранность поднимаемых проб, необходимо исходить из минимально возможного (фонового) газосодержания, так как при этом ожидаемый перепад давлений будет максимальным (Б.П. Акулинчев, 1997).
Пробу жидкости с растворенным газом отбирают при забойных условиях, равных пластовым, а подъем пробоотборника производят после пуска скважины на самоизлив и достижения устьевой температуры, гарантирующей превышение давления в пробоотборнике над скважинным даже при минимально возможном газовом факторе.
В настоящее время перспективы выявления залежей углеводородов во многих нефтегазоносных регионах связаны с глубинами 3000—6000 м, где пластовые давления нередко достигают 110 МПа, в 1,5-2 раза превышая нормальные гидростатические, а забойные температуры доходят до 175—200 °С. Пластовые воды зачастую содержат такие агрессивные компоненты, как сероводород, углекислота и др. В этих условиях резко возрастают требования к достоверности и информативности данных, получаемых при опробовании глубоких скважин, и надежности их интерпретации при оценке прогноза нефтегазоносности.
Основным гидрогеологическим показателем газоносности является коэффициент газонасыщения вод (отношение давления насыщения к пластовому). Считается (Ю.П. Гаттенбергер, 1980; и др.), что если давление насыщения равно или больше пластового, то это прямой признак наличия газовых или газоконденсатных залежей. В любом приподнятом участке пласта в условиях нулевого дефицита упругости происходит выделение газа из растворенного состояния и, следовательно, все структурные ловушки будут содержать залежи газа. Однако нельзя однозначно решать этот вопрос, не учитывая изменений температуры и растворимости газа в меняющихся термобарических условиях (см. рисунок ниже).
Зависимость предельного газосодержания вод от термобарических условий и состава газов (Б.П. Акулинчев, 1985) в разных скважинах
