Газовый каротаж в процессе бурения


Оперативная оценка насыщенности пород по газовому каротажу.

Автор: Тарасова Е.В., ООО «Петровайзер» Издание: «Каротажник» №10(208) 2011 г.

Принятые сокращения: УВ – углеводороды, ПХГ - подземные хранилища газа, ГТИ геолого-технологические исследования, ГИС - геофизические исследования скважин, ГКПБ – газовый каротаж после бурения, ТВД - термовакуумная дегазация, ЛБА – люминесцентно-битуминологический анализ, СПО – спускоподъемные операции.

Основным методом, позволяющим произвести количественную оценку насыщенности пород непосредственно в процессе бурения, по-прежнему является газовый каротаж. Эффективность интерпретации газового каротажа при качественном его проведении в сочетании с результатами экспресс - исследования шлама, керна и анализов промывочной жидкости достигает 80-95%. Результаты газового каротажа позволяют выявить межскважинные перетоки УВ, обнаружить техногенные залежи УВ, оценить герметичность ПХГ.

Аппаратура газового каротажа, для экспресс-анализов шлама, керна, промывочной жидкости постоянно совершенствуется. Появилась возможность визуального дистанционного контроля работы газоаналитической аппаратуры. Внедряются новые программные комплексы для визуализации данных ГТИ (геолого-технологических исследований), как метрового, так и временного архива (в функции глубин или времени), для интерпретации результатов механического и газового каротажа: выделения и оценки коллекторов по комплексу ГТИ+ГИС.

Несмотря на все вышеизложенное, в последние годы значительно снизилось качество газового каротажа. В первую очередь это объясняется оттоком квалифицированных кадров, снижением заинтересованности исполнителей в результатах труда, невозможностью обучения и повышения квалификации кадров из-за низкой оплаты работы станции ГТИ. Невозможно качественно выполнить исследования, когда расценки на производство работ настолько низкие, что не позволяют обеспечить оплату труда на станции ГТИ более чем одного оператора, который вынужден дежурить круглосуточно.

Для повышения эффективности интерпретации результатов ГТИ, особенно газового каротажа, необходимо помимо «метрового» архива в масштабе глубин обязательно использовать при количественной интерпретации «временные» данные - исходную информацию в масштабе времени.

Компьютеризация сбора и хранения информации ГТИ позволяет значительно упростить процесс количественной интерпретации, опробовать большое количество методик и выбрать оптимальные для изучаемого разреза.

Информация в функции времени предоставляет дополнительные возможности для выделения и оценки коллекторов по газовому каротажу. Это результаты диффузионного газового каротажа (ГКПБ), привязка газовой аномалии к конкретному интервалу глубин после расширки, проработки, наращиваний, перерывов в циркуляции, в процессе промывки, анализ поглощений промывочной жидкости и проявлений флюидов, который невозможно провести без «временных» замеров. Кроме перечисленного наличие исходной информации в функции времени позволяет произвести контроль сформированного архива в функции глубин и пр.

Для оценки выделенных по механическому каротажу перспективных интервалов используется коэффициент контрастности газовой аномалии Ккон, для газосодержащих пластов - остаточная газонасыщенность (Fг) и для нефтегазосодержащих пластов - остаточная нефтегазонасыщенность Fнг, методом базовых треугольников, флюидных коэффициентов, палеткам Пикслера, диаграммам РАГ и пр./1, 2, 3, 4/.

В первом приближении можно использовать литературные критерии оценки коллекторов, однако по мере накопления информации их необходимо уточнять, адаптировать к конкретному разрезу.

Посредством дегазации специально отобранных проб промывочной жидкости на ТВД либо по другой методике и последующего анализа выделившегося газа определяется фактическое газосодержание промывочной жидкости и коэффициент дегазации дегазатора. При интерпретации результатов анализов проб промывочной жидкости необходимо иметь в виду, что для анализа отобрано (проба около 1л) в лучшем случае не более 0.2% объема промывочной жидкости, поступающей из скважины в минуту.

Эффективность газового каротажа резко снижается в случае добавок углеводородов либо масляных компонентов в промывочную жидкость. Имеет большое значение расстояние от устья скважины до места установки дегазатора, вязкость и пр. свойства промывочной жидкости. Не следует переоценивать расчленяющую способность геохимических методов в тонкослоистом разрезе, особенно при высоких скоростях проходки, возможности газового каротажа при определении местоположения газожидкостного контакта, на нефтяных месторождениях с низким газовым фактором. Перед началом и после бурения необходимо производить не менее 1.5-2 цикла промывки скважины для полной очистки забоя от шлама и удаления скапливающегося в стволе газа.

На результатах геохимических исследований отрицательно сказываются УВ добавки в промывочную жидкость, применение растворов на нефтяной основе, полимерные буровые растворы с низким коэффициентом дегазации. Нередко применяются УВ добавки в виде нефтяной ванны при ликвидации прихватов, в качестве смазывающего агента при спуске обсадных колони пр. Примеры искажения информации о насыщении коллекторов на рис. 1, 2, 3.

Рис. 1 Водонасыщенный коллектор. Увеличение содержания тяжелых углеводородов и содержание масляных битумоидов до 4 баллов связано с вводом нефти в буровой раствор

Рис.2 Неясное насыщение. Добавки нефти искажают результаты геохимических исследований 

На рис.2 в интервале 2161-2176м по механическому каротажу и повышению газопоказаний Ккон = ГΣ/Гфон = 0.23/0.05 = 4.6 выделяется коллектор с неясным характером насыщения. Повышение относительного содержания тяжелых УВ до 50-60% свидетельствует о наличии в растворе нефти. Добавки нефти искажают результаты геохимических исследований. Низкие значения остаточной нефтегазонасыщенности, интерпретация палеток флюидных коэффициентов (диаграммы Пикслера) (рис.3) и раздельного анализа газа РАГ (рис.4) позволяют сделать вывод о непродуктивности пласта.

Рис.3 Палетка флюидных коэффициентов

Рис.4 Палетка раздельного анализа газа (РАГ)

Для доказательства, что в буровой раствор добавлен компонент, наличие которого искажает результаты газового каротажа и люминесцентно-битуминологического анализа шлама и керна, затрудняет интерпретацию геолого-геохимических исследований можно отобрать пробы промывочной жидкости на входе в скважину, и провести ее люминесцентно - битуминологический анализ (рис. 5) и компонентный состав выделившегося при дегазации газа.

Рис. 5 Результаты ЛБА раствора на входе в скважину, 3 балла МБ (Б)

Результаты газового каротажа в процессе бурения позволяют оценить качественно и количественно каждый выделенный по данным механического каротажа отдельный пласт (рис.6). Анализ временных диаграмм позволяет более точно, чем по расчетному времени отставания, привязать интервалы повышенных газопоказаний к конкретным участкам разреза.

Рис. 6 Выделение и оценка перспективных интервалов разреза по результатам механического и газового каротажа при бурении

Диффузионный каротаж

Помимо газового каротажа в процессе бурения важно оценивать качественно и количественно газопоказания при промывках, после наращиваний и пр. – газовый каротаж после бурения (ГКПБ).

При проводке нескольких поисковых скважин Ставропольского края в соответствии с проектом проводился диффузионный каротаж. Для его проведения после бурения до плановой глубины проводилась промывка, СПО в башмак, тех. отстой от 4 до 10 час, затем промывки в башмаке технической колонны (970м), на промежуточных глубинах (рис.7) и на забое скважины. При достижении проектного забоя (2600м, 2550м) после ГИС, СПО в башмак технической колонны и тех. отстоя более 10 час проведена серия промежуточных промывок в башмаке и при забоях ниже выделенных по комплексу ГИС-ГТИ перспективных интервалов (7 промывок в 1 скважине и 4 - во второй). Параллельно отбирались и анализировались пробы промывочной жидкости.

Наличие информации о расходе промывочной жидкости и конструкции скважины и инструмента позволяет точно привязать каждую газовую аномалию, каждую пробу промывочной жидкости по глубине к конкретным пластам.

В результате этой работы каждый интересующий пласт охарактеризован значениями газопоказаний при разных режимах – при бурении, промывках при различных репрессиях, что позволяет более полно оценить его коллекторские свойства, характер насыщенности и пластовые давления.

Рис.7 Формирование газовых пачек при диффузионном каротаже и бурении интервала 1251-1262м

Косвенное определение пластовых давлений по газовому каротажу при бурении на равновесии (при равенстве забойного и пластового давлений).

При бурении интервала 1286-1287м (рис.8) было зафиксировано увеличение суммарных газопоказаний в газовоздушной смеси до 33,6%, которое с учетом отставания газа соответствует времени выхода газа из пробуренного интервала 1280-1282м (газ после наращивания).

Рис. 8 Увеличение суммарных газопоказаний в газовоздушной смеси до 33.6% при бурении интервала 1286-1287м

После последующих наращиваний на глубине 1294м, 1304м, 1314м при бурении было зафиксировано повышение газопоказаний в газовоздушной смеси до 33,1%, 29,76%, 29,1% соответственно, через интервалы времени, которые соответствуют выходу забойных пачек. Следовательно, бурение производилось в условиях равновесия давлений забойного (гидростатического столба жидкости + гидродинамическое давление) и пластового, в результате чего в процессе бурения не наблюдалось избыточного проявления пластового флюида. При СПО и наращиваниях происходило нарушение равновесия давлений в стволе скважины в результате свабирования при движении бурильной колонны вверх, а также из-за снижения давления на пласт при отсутствии гидродинамической составляющей забойного давления. Пластовый флюид порциями поступал в буровой раствор и в процессе промывки выносился на устье через интервалы времени, соответствующие времени отставания.

Рис. 9 Ликвидация проявления, стравливание избыточного давления

При забое 1359м, после промывки на забое, было принято решение сделать контрольный подъем в башмак тех. колонны – 1082м. При промывке в течение 15 минут зафиксировано увеличение суммарного объема бурового раствора на 2м3, падение давления на 7атм (рис.9), повышение газопоказаний в газовоздушной смеси до 5,3%, а также падение плотности бурового раствора от 1,64 до 1,61 г/см3. Началось газопроявление, вследствие чего было принято решение загерметизировать устье превентором. После герметизации устья, при техническом отстое, рост избыточного давления достиг 20-40 атм. Впоследствии с целью ликвидации проявления была произведена промывка с утяжелением бурового раствора через блок дросселирования, до полной ликвидации избыточного давления на манифольде.

Исследования по результатам газового каротажа застойных зон, образующихся при проводке скважин.

При проведении ГТИ на ряде скважин Северного борта Западно-Кубанского прогиба по инициативе Лозгачева И.Е. проведены исследования застойных зон, образующихся при проводке скважин.

Точные измерения объёмов промывочной жидкости, участвующей в циркуляции (по фактическому времени отставания газа по временным диаграммам газового каротажа, контролю с запуском индикатора в скважину) показали, что цикл промывки скважины всегда меньше его теоретической величины, рассчитанной по идеальной геометрии ствола скважины. Замеры производились при промывках скважины на разных глубинах, как в открытом стволе, так и в обсаженном. Пример замера цикла промывки скважины между максимумами значений газопоказаний при первичном и повторных выходах газовой пачки (рис.10).

Рис.10 Пример замера цикла промывки скважины

В результате измерений определено:

  • в открытом стволе – объем промывочной жидкости, участвующий в циркуляции составляет 73-84% общего объема раствора;
  • в обсаженном – объем промывочной жидкости, участвующий в циркуляции составляет 81-90% раствора.

Зависимости изменения этих величин от плотности, вязкости и других параметров промывочной жидкости на данном этапе не исследовались.

В результате анализа застойных зон, образующихся при бурении скважин, подтверждается, что:

  • Застойные зоны всегда присутствуют при бурении скважин утяжелёнными промывочными жидкостями на водной основе, как в открытом стволе, так и в обсаженном.
  • Имеющимися техническими средствами разрушить и вымыть застойные зоны не удалось.
  • Наличие застойных зон, приводит к удорожанию стоимости строительства скважины.
  • Сложность количественного учета объема промывочной жидкости, участвующего в циркуляции, отрицательно влияет на точность технологических расчётов.
  • Отсутствие точных данных по объему промывочной жидкости, участвующей в циркуляции, приводит к переобогащению промывочной жидкости химическими реагентами и, как следствие, увеличению времени промывки скважины с целью выравнивания свойств бурового раствора, а также ошибкам при установке цементных мостов и цементировании потайных колонн.
  • Шламонакопление в застойных зонах приводит к недохождению геофизических приборов до заданной глубины, сложностям при спуске обсадных колонн, закупорке кольцевого пространства.
  • Наличие застойных зон способствует увеличению давления нагнетания при восстановлении циркуляции, приводя к ускоренному износу бурового оборудования и инструмента.

Газовый каротаж, как и ГТИ в целом, переживает тяжелое время. Невозможно качественно выполнить исследования, когда расценки на производство работ остаются низкие. Однако, этот сравнительно недорогой метод исследований дает много важной информации не только о насыщенности выделенных коллекторов.

Результаты газового каротажа позволяют без дополнительных затрат выявить межскважинные перетоки УВ, обнаружить техногенные залежи УВ, оценить герметичность ПХГ, оценить соотношение пластового и забойного давлений, определить долю объема раствора, участвующего в циркуляции и пр.

Специальный отбор и высокоэффективный хроматографический анализ проб промывочной жидкости с целью определения распределения по разрезу и концентрации предельных, непредельных и ароматических УВ позволяют оценить перспективность структур для поисков скоплений УВ.

Автор выражает глубокую признательность всем энтузиастам ГТИ и газового каротажа. Мне повезло работать с прекрасными людьми и специалистами, преданными своему делу. Большое им всем спасибо!

Отдельную благодарность выражаю прекрасному геологу-геохимику Воронину В.Д., знания, опыт и энтузиазм которого помогли научить большое количество технологов и геологов ГТИ методически грамотному проведению газового каротажа и геологической интерпретации результатов ГТИ.

Литература:

  1. Лукьянов Э.Е. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. Новосибирск, 2009
  2. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения М., Недра, 1997
  3. Чекалин Л.М. Газовый каротаж скважин и геологическая интерпретация его результатов. М., Недра, 1965
  4. Черемисинов О. А. Проблемы газометрии скважин. М.: Недра, 1973.

www.petroviser.ru

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Газовый каротаж, РїСЂРё котором определяют содержание горючих газов РІ глинистом растворе, циркулирующем РїРѕ стволу скважины РІ процессе бурения, Р° также содержание различных компонентов углеводородных газов РІ исследуемых газовоздушных смесях.  [1]

Газовый каротаж основан РЅР° изучении газообразных Рё жидких углеводородов, попадающих РІ глинистый раствор РїСЂРё вскрытии газонефтеносного пласта. Выходящий РёР· скважины глинистый раствор эпизодически или непрерывно ( что значительно лучше) исследуют РЅР° содержание газообразных Рё жидких углеводородов, Рё полученные данные Рѕ содержании РІ нем горючих газов используют для построения газокаротажной РєСЂРёРІРѕР№. РџСЂРё этом РїРѕ РѕСЃРё ординат откладывают РІ масштабе глубину скважин, Р° РїРѕ РѕСЃРё абсцисс - процентное содержание газа РІ глинистом растворе РїРѕ отношению Рє метану.  [2]

Газовый каротаж впервые РІ РЎРЎРЎР  был разработан РїРѕ предложению Рњ. Р’. Абрамовича Рё Р’. Рђ. Соколова РІ 1963 Рі. Рё опробован РЅР° Карачухурском месторождении Апшерона. Р’ настоящее время его применяют обычно РІ тех случаях, РєРѕРіРґР° однозначное решение Рѕ газонефтеносности РїРѕСЂРѕРґ РґСЂСѓРіРёРјРё методами получить невозможно.  [3]

Газовый каротаж РІ отличие РѕС‚ РґСЂСѓРіРёС… РІРёРґРѕРІ каротажа является прямым методом выделения РІ разрезе пластов, содержащих нефть Рё газ. Однако РїСЂРё использовании данных газового каротажа следует учитывать Рё трудности его интерпретации, указанные выше.  [4]

Газовый каротаж, отбор пластовых флюидов РёР· пласта, керна РІ процессе бурения, образцов РїРѕСЂРѕРґ СЃРѕ стенок скважины боковыми грунтоносами относятся Рє прямым методам изучения геологического разреза бурящихся скважин Рё наряду СЃ испытанием пласта используются РІ комплексе геофизических исследований.  [5]

Газовый каротаж применяется для выделения Рё анализа РЅР° поверхности растворенных РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕРј растворе природных газов. РџСЂРё вскрытии нефтегазонасыщенного пласта углеводороды СЃ выбуренной РїРѕСЂРѕРґРѕР№ попадают РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕР№ раствор Рё циркуляционной системой поднимаются РЅР° поверхность. Непрерывное измерение СѓСЂРѕРІРЅСЏ фона Рё анализ состава газовоздушной смеси позволяют своевременно устанавливать вскрытие нефтегазонасыщенного пласта.  [6]

Газовый каротаж применяется РІ нефтяной промышленности 1 СЃ 1939 Рі. Сейчас это очень развитая отрасль нефтепромыслового дела Рё РјРЅРѕРіРёРµ фирмы обслуживают нефтепромышленников.  [7]

Газовый каротаж проводится РІРѕ время бурения скважин РІ течение всех суток. Важнейшие части газокаротажного оборудования: 1) система отбора РїСЂРѕР± глинистого раствора ( Рё взвешенного шлама) РёР· циркуляционной системы; 2) система транспортировки этой взвеси Рё отдельно газа, раствора Рё шлама; 3) РїСЂРёР±РѕСЂС‹ определения количества газа Рё нефти РІ растворе Рё РІ шламе; 4) РїСЂРёР±РѕСЂ, регистрирующий продолжительность РїСЂРѕС…РѕРґРєРё; 5) оборудование Рё персонал для составления геологического разреза РїРѕ шламу. Это оборудование обычно монтируется РЅР° прицепе Рё обслуживается тремя операторами РїРѕ 8 С‡ Р·Р° вахту.  [8]

Газовый каротаж основан РЅР° изучении газообразных Рё жидких углеводородов, попадающих РІ глинистый раствор РїСЂРё вскрытии долотом газонефтеносного пласта. Выходящий РёР· скважины глинистый раствор эпизодически или непрерывно ( что значительно лучше) исследуют РЅР° содержание газообразных Рё жидких углеводородов Рё полученные данные Рѕ содержании РІ нем горючих газов используют для построения газокаротажной РєСЂРёРІРѕР№. РџСЂРё построении этой РєСЂРёРІРѕР№ РїРѕ РѕСЃРё ординат откладывают РІ масштабе глубины скважин, Р° РїР° РѕСЃРё абсцисс - процентное содержание газа РІ глинистом растворе РїРѕ отношению Рє метану.  [9]

Газовый каротаж выгодно отличается РѕС‚ РґСЂСѓРіРёС… РІРёРґРѕРІ каротажа тем, что является прямым методом выделения РІ разрезе пластов, содержащих нефть Рё газ. Однако РїСЂРё использовании данных газового каротажа следует учитывать те трудности его интерпретации, которые были указаны выше.  [10]

Газовый каротаж проводится следующим образом. Как известно, РїСЂРё бурении скважин РїРѕ бурильным трубам подается глинистый раствор, который, омывая забой скважины, выносит РїРѕ затрубному пространству частицы измельченной долотом РїРѕСЂРѕРґС‹. РќР° выходе Р±СѓСЂРѕРІРѕРіРѕ раствора устанавливается дегазатор, РєСѓРґР° попадает газ, выделяющийся РёР· раствора.  [11]

Значение газового каротажа определяется тем, что данные его РІ комплексе СЃ РґСЂСѓРіРёРјРё исследованиями облегчают выделение нефтегазоносных пластов, пройденных скважиной.  [12]

Сущность газового каротажа заключается РІ измерении содержания углеводородного газа РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕРј растворе. РџСЂРё прохождении долотом газоносных Рё нефтеносных РїРѕСЂРѕРґ содержание газа РІ растворе увеличивается. Газ РёР· раствора извлекается дегазатором, Рё РЅР° газоанализаторе определяется СЃСѓРјРјР° легких Рё тяжелых Рё отдельно тяжелых фракций. Увеличение количества легких фракций соответствует прохождению газоносных пластов, Р° увеличение количества обеих фракций - нефтеносных пластов.  [13]

Данные газового каротажа помогают уточнить разрез скважины. Гамма-каротаж ( ГК) основан РЅР° различной степени естественной радиоактивности горных РїРѕСЂРѕРґ. Песчаники, известняки, доломиты, соли Рё ангидриты обладают РЅРёР·РєРѕР№ радиоактивностью; сланцы, глины - высокой радиоактивностью; глинистые сланцы Рё бентонит - очень высокой радиоактивностью.  [14]

Сущность газового каротажа заключается РІ измерении содержания углеводородного газа РІ Р±СѓСЂРѕРІРѕРј растворе, количество которого увеличивается РїСЂРё РїСЂРѕС…РѕРґРєРµ долотом газоносных Рё нефтеносных РїРѕСЂРѕРґ.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Модификации газового каротажа.

1) Газовый каротаж в процессе бурения.

Газовый каротаж основан на изучении содержания и состава углеводородных газов и битумов в ПЖ, а также основных параметров, характеризующих режим бурения.

В процессе бурения газ из пор нефтегазосодержащих пород поступает в циркулирующую по стволу скважины промывочную жидкость (глинистый раствор) и выносится на поверхность, где подвергается анализу на содержание газообразных углеводородов.

Для определения параметров, характеризующих газо- и нефтесодержание пластов, из ПЖ, поступившей на поверхность, извлекают часть газа (дегазируют). Извлеченный газ, смешиваясь с воздухом, образует газовоздушную смесь, которая поступает на анализ для определения содержания и состава УВ газов и газовоздушной смеси.

Дегазация и анализ газовоздушной смеси производится непрерывно в процессе бурения и достигается при помощи дегазаторов, которые работают по принципу: снижение давление над раствором (создание вакуума); подогреве, механическом воздействии. Дегазаторы выпускают с дроблением потока глинистого раствора. При дроблении поверхность глинистого раствора подающая в камеру дегазатора с пониженным давлением, значительно увеличивается. Из глинистого раствора извлекается часть газа, которая, смешиваясь с воздухом, образует так называемую газовоздушную смесь.

На результаты газового каротажа в процессе бурения влияет ряд факторов: опережающая фильтрация, разбавление газа в ПЖ, газонасыщенность ПЖ, закачиваемой в скважину, затухание газовой аномалии.

Разбавление газа в ПЖ существенно меняется в зависимости от режима бурения. Однако оно легко учитывается с помощью коэффициента разбавления Е.

Газонасыщенность ПЖ, закачиваемой в скважину, обычно учитывается по фоновым газопоказаниям.

Потери свободного газа на контакте ПЖ с атмосферой при вскрытии газоносных пластов могут достигать 40-50%; при вскрытии нефтегазоносных пластов они не велики и не превышают 5-10%.

Газовоздушная смесь по газовоздушной линии подается в газоанализатор, где подвергается соответствующей подготовке к анализу. Для установления параметров, выполняются следующие операции: непрерывный анализ газовоздушной смеси для определения суммарного содержания в ней углеводородных газов и приведенных газопоказаний, а также компонентный анализ на содержание в пласте предельных УВ газов.

Для оценки суммарного содержания УВ в газовоздушной смеси служит термохимический газоанализатор работает по принципу неравновесного моста (моста Уитстона).

Анализируемая газовоздушная смесь пропускается через рабочую камеру, в которой помещена спираль из пластиковой проволки, нагретой до температуры 800-850 С . Часть горючих газов, содержащихся в смеси, сгорает. Количество тепла, выделяемого при сгорании газовоздушной смеси, зависит от количества газообразных углеводородов и идет на дополнительный нагрев и повышение сопротивления накаленной платиновой нити. В результате равновесия мостика нарушается и в измерительном приборе потечет ток, который и фиксируется.

Для количественного перехода от измеряемой силы тока к процентному содержанию углеводородных горючих газов в газовоздушной смеси, пропускаемой газоанализатором, последний подвергается калибровке. Сила тока регистрируется на ленту автоматически самопишущим потенциометром. Регистрируемая кривая подвергается обработке и привязке к истинным глубинам, соответствующим поступлению в скважину анализируемых углеводородных газов из разбуриваемого пласта в скважину.

2) Газовый каротаж после бурения.

Этот метод, получивший небольшое развитие, предназначался для выделения в глубоких разведочных скважинах нефтегазоносных пластов, которые могут быть пропущены на диаграмме при газовом каротаже в процессе бурения из-за недостаточной чувствительности комплекса ДНД – суммарный газоанализатор.

Предыдущая19202122232425262728293031323334Следующая

Дата добавления: 2015-10-29; просмотров: 587; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org

Газовый каротаж

Включает непрерывное определение содержания горючих газов в промывочной жидкости и компонентного состава углеводородов от С1 до С6, кроме того, производится газовый анализ керна и шлама. Газовый каротаж решает следующие задачи: выделение зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД); выделение пластов-коллекторов; расчет приведенных газопоказаний; расчет флюидных коэффициентов; определение характера насыщения пластов-коллекторов.

Для выявления характера насыщения испытуемого пласта используется соотношение различных компонентов полученного газа между собой, различное для попутного газа, газа в кровле нефтенасыщенного пласта и вблизи ВНК, в газовых шапках, чисто газовых залежах и водорастворенного газа. Наиболее информативными являются такие газовые коэффициенты, как С1/С2+в, С2/С3, н-С4/и-С4, но только совместное использование нескольких газовых коэффициентов позволяет более однозначно определить тип залежи и характер насыщения.

Метод газометрии является прямым методом обнаружения в разрезе скважин газоносных и нефтеносных пластов. Основными процессами при проведении газотермических исследований являются: извлечение газа из раствора (дегазация), приготовление газовоздушной рабочей смеси, определение содержания в этой смеси горючих газов (анализ газовоздушной смеси) и установление глубин, к которым относятся результаты анализа.

Извлечение газа из раствора осуществляют с помощью дегазаторов, в основном за счет понижения над раствором давления и его механического разбрызгивания. При стандартных газометрических исследованиях из раствора извлекается лишь небольшая (сотые доли процента) часть заключенного в нем газа.

Приготовление рабочей газовоздушной смеси осуществляется в линии газовоздушного потока и заключается в ее очищении от механических примесей и брызг, а при необходимости - от присутствия неуглеводородных горючих газов.

Для более детального компонентного анализа углеводородных газов применяют хроматографические анализаторы.

Результаты анализа газовоздушной смеси относятся не к глубине забоя скважины в момент их отсчета, а к той глубине, которую скважина имела при разбуривании пород, выделивших исследуемую порцию газа.

Результаты газометрических исследований представляют в виде кривых изменения по разрезу скважины суммарного содержания углеводородных газов, а также в виде кривой изменения содержания тяжелых углеводородных газов.

Обычно одновременно с кривыми газометрии скважины регистрируется кривая скорости проходки. На кривых газометрии против нефтегазоносных пластов выделяются резко выраженные аномалии повышенного содержания газов. Против газоносных пластов величина аномалий на кривой содержания тяжелых газов заметно меньше, чем против нефтеносных. Последнее связано с тем, что при вскрытии газоносных пластов в буровом растворе наблюдается увеличение содержания углеводородов преимущественно легких фракций.

Из горючих газов неуглеводородного характера наибольшие погрешности в данные газометрии вносит сероводород. Для исключения его влияния газовоздушную смесь перед газоанализатором пропускают через щелочной поглотитель. Область применения метода - выделение в разрезе скважин газоносных и нефтеносных горизонтов.

6.4. Механический каротаж

Сущность метода сводится к регистрации продолжительности проходки скважины - времени t, затрачиваемого на бурение одного метра породы.

Продолжительность проходки t зависит от крепости горных пород, увеличиваясь с повышением последней, и меняется в достаточно широких пределах:

Крепость пород уменьшается от изверженных к метаморфическим, затем к осадочным, конгломератам, песчаникам до глинистых сланцев и песков. Рыхлые породы - пески, песчаники, глины - отмечаются на кривых продолжительности проходки минимальными значениями t. С увеличением крепости пород величина t возрастает.

Величина t определяется посредством хронометража времени, затрачиваемого на бурение определенного участка скважины. При хронометраже скорости бурения обязательно фиксируются: скорость вращения инструмента n, давление на забое Р - время смены долота; время, затрачиваемое на спуско-подъемные операции, при хронометраже опускается.

Достоинством метода является возможность его применения непосредственно в процессе бурения; исследования обычно проводятся одновременно с газометрическими. Основным недостатком метода является трудность учета технологии бурения.

Уменьшение времени бурения 1 м с 15-20 до 3-5 мин показывает, что в данном интервале находится пласт с хорошими коллекторскими свойствами и дает приблизительное представление о проницаемости и пористости пласта. Механическая скорость 3-5 мин/м в терригенном разрезе соответствует пористости 20-30 % в песчаниках слабосцементированных, а механическая скорость 7-10 мин/м в карбонатном разрезе соответствует пористости 10-12 % в известняках кавернозно-трещиноватых. Увеличение времени бурения 1 м показывает, что интервал сложен глинистыми либо плотными породами. Данные механического каротажа хорошо коррелируются с диаграммами ПС и ГК (см.. рис.6.1).

Область применения метода - расчленение разрезов скважин по крепости пород, выделение рыхлых высокопористых пород в карбонатном разрезе.

Рис. 6.1. Пример выделения коллекторов по диаграмме продолжительности проходки:

1 - известняки и доломиты; 2 - мергели; 3 - глины; 4 - плотные песчаники; 5 - рыхлые нефтеносные песчаники. I - кривая КС; II - кривая СП; III - кривая продолжительности проходки t

Предыдущая28293031323334353637383940414243Следующая

Дата добавления: 2015-06-27; просмотров: 1460; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

ПОСМОТРЕТЬ ЕЩЕ:

helpiks.org


Смотрите также