Добыча нефти и газа - Курсовая работа

Существенной частью этого комплекса является газовый каротаж-каротаж, основанный на изучении физическими методами содержания и состава углеводородных газов (УВ) и битумов в промывочной жидкости (ПЖ) в процессе бурения, а также параметров, характеризующих режим бурения скважины, Газовый каротаж в отличие от других видов каротажа, решающих задачу выделения в разрезе скважины нефтегазоносных пластов и их оценки по косвенным признакам - изменению физических свойств горных пород, является прямым методом, решающим указанную задачу непосредственно по изучению содержания и состава УВ в горных породах, пересекаемых скважиной. Эпштейн и др.) обеспечивала автоматическую регистрацию в масштабе глубин расширенного комплекса параметров (суммарные показания, расход ПЖ на «выходе» скважины, продолжительность бурения скважины и коэффициент разбавления - параметр, связывающий насыщенность ПЖ с суммарным содержанием УВ в пласте, вскрытом скважиной) и эпизодический компонентный анализ ГС на содержание УВ. Газовым каротажем называется комплекс исследований скважин, включающий изучение объемного содержания и состава газов, в первую очередь, УВ в промывочной жидкости, эвакуируемой из скважины, изменения технологических параметров, характеризующих режим бурения скважины, а также отбор и исследование шлама (каротаж по шламу). Известны три модификации метода газового каротажа: газовый каротаж в процессе бурении (иногда называемый просто газовым каротажем), газовый каротаж после бурения и комплексный газовый каротаж. При проведении тазового каротажа в процессе бурения для ориентировочного литологического расчленения разреза скважины, привязки данных газового каротажа к соответствующим глубинам, перехода от содержания УВ в ПЖ к содержанию УВ в пласте, вскрытом скважиной, оперативного выделения в разрезе скважины интервалов притока ПФ в скважину и поглощения фильтрата ПЖ в пласт и прогнозирования зон АВПД проводят измерение и определение ряда технологических параметров, характеризующих режим бурения скважины,-продолжительности бурения скважины Т1 показателя экспоненты 1b, расхода ПЖ в скважине.АГИС - автоматизированная геохимическая, комплексная информационная или информационно-измерительная система. БПІІ-БПІІІ - блоки преобразователей параметров II-III групп. ГС - газовая (газовоздушная) смесь, получаемая при дегазации ПЖ с помощью ДНД. ГСП - газовая смесь, полученная при дегазации пробы ПЖ с помощью ТВД. ИО - измеритель объема ПЖ, эвакуированной из скважины.

Необходимость увеличения добычи нефти и газа требует от геологов и работников нефтяной и газовой промышленности повышения эффективности и качества работ по разведке и освоению новых месторождений. Важной частью геологоразведочных работ при разведке нефтяных к газовых месторождений, в значительной мере определяющей их эффективность, являются геофизические и геохимические методы исследования скважин, называемые каротажем.

Существенной частью этого комплекса является газовый каротаж- каротаж, основанный на изучении физическими методами содержания и состава углеводородных газов (УВ) и битумов в промывочной жидкости (ПЖ) в процессе бурения, а также параметров, характеризующих режим бурения скважины, Газовый каротаж в отличие от других видов каротажа, решающих задачу выделения в разрезе скважины нефтегазоносных пластов и их оценки по косвенным признакам - изменению физических свойств горных пород, является прямым методом, решающим указанную задачу непосредственно по изучению содержания и состава УВ в горных породах, пересекаемых скважиной.

Развитие техники и методики газового каротажа можно подразделить на несколько этапов.

Первый этап (1949-1959 гг.) связан с разработкой и внедрением полуавтоматических газокаротажных станций ПГКС-1, ПГКС-2 и ГКС-3 (Ю.М. Юровский, Л.А. Галкин, Б.В. Владимиров, Г.И. Эпштейн и др.).

На этом этапе с помощью газового каротажа проводилось выделение в разрезе скважины перспективных на нефть и газ интервалов без точной привязки к глубинам их залегания.

Эффективность метода была невысокой и данные газового каротажа редко использовались при оперативной интерпретации промыслово-геофизических данных.

Второй этап развития газового каротажа (1960-1965 гг.) был связан с разработкой приборов для компонентного газового анализа - хроматографов ХТ-2М (А.М. Туркельтауб, А.А. Дацкевич, В.А. Жуховицкий и др.) и ГСТ-Л (Б.В. Владимиров и др.).

Оснащение газокаротажной службы автоматическими газокаротажными станциями АГКС-55/59 с хроматографом ХТ-2М позволило дополнить данные о суммарном содержании УВ в ПЖ данными компонентного газового анализа.

В этот период большое распространение получили термические вакуумные дегазаторы (ТВД) эпизодического действия (Б.В. Владимиров и др.), которые обеспечивали глубокую дегазацию ПЖ и за счет этого выделяли в разрезе скважины часть нефтегазоносных пластов (НГП), пропускаемых станцией ЛГКС-55/59.

Методика проведения газового каротажа с отбором проб промывочной жидкости в желобе буровой, их дегазации с помощью ТВД и последующего компонентного анализа извлеченной из пробы ПЖ газовой смеси (ГС) получила название методики ТВД.

Третий этап в развитии метода газового каротажа (1966-1971 гг.) был связан с широкой автоматизацией газокаротажных исследований на базе внедрения станции АГКС-65 и интерпретации зарегистрированной ею информации.

Разработанная Всесоюзным научно-исследовательским институтом геофизических методов разведки станция АГКС-65 (Л.И. Померанц, Г.И. Эпштейн и др.) обеспечивала автоматическую регистрацию в масштабе глубин расширенного комплекса параметров (суммарные показания, расход ПЖ на «выходе» скважины, продолжительность бурения скважины и коэффициент разбавления - параметр, связывающий насыщенность ПЖ с суммарным содержанием УВ в пласте, вскрытом скважиной) и эпизодический компонентный анализ ГС на содержание УВ. Разработанная ВНИИГ методика «количественной интерпретации» (Л.И. Померанц, Г.Г. Яценко. Р.Н. Маврычева и др.) позволила по информации, зарегистрированной станцией, определять содержание нефти и газа в пластовых условиях в единице объем пласта с помощью нового предложенного нами параметра - приведенных показаний.

По величине этого параметра пласты с близким компонентным составом ГС разделялись на нефтегазоносные и водоносные.

Четвертый этап в развитии метода газового каротажа (с 1972 г. по настоящее время) связан с оснащением отечественной газокаротажной службы автоматической газокаротажной станцией АГКС-4АЦ, разработанной ВНИИГ (Л.И. Померанц, Г.И. Энштейи н др.) совместно с ВНИИКА - нефтегаз (А.А. Дацкевич, С.Э. Симонгауз и др.). Станция ЛГКС-4АЦ оснащена хроматографом ХГ-1Г с порогом чувствительности к УВ порядка и временем цикла анализа порядка 2 мин., обеспечивающим проведение компонентного газового анализа с чувствительностью, в 260 раз более высокой, в 3 раза большей, чем у хроматографа ХТ-2М и хроматографов лучших зарубежных АГКС, аппаратурой для регистрации результатов компонентного анализа по стволу скважины в функции глубин. для определения и регистрации приведенных показаний и для проведения комплексного газового каротажа (газового каротажа в процессе и после бурения). При этом станция обеспечивает регистрацию расширенного комплекса параметров в функции глубины скважины одновременно в аналоговой и цифровой формах.

На рассматриваемом этапе в большинстве районов отказались от применения трудоемкой и страдающей принципиальными ограничениями методики ТВД. Применение ТВД было ограничено задачей калибровки ДНД для определения суммарного и покомпонентных коэффициентов дегазации. С переходом на выпуск станций ЛГКС-4АЦ, укомплектованных дегазатором с интегрирующим контуром, имеющим стабильные покомпонентные коэффициенты извлечения, необходимость применения ТВД вообще отпала и станции перестали им комплектоваться.

Однако переход на новую, более сложную технику не всегда сопровождался подготовкой квалифицированных кадров, требуемым качеством изготовления станций, часто не обеспечивалась надлежащая подготовка буровой для проведения газового каротажа. Поэтому в ряде случаев станции АГКС-4АЦ использовались неэффективно. В этих условиях иногда возникали попытки возврата к эпизодической дискретной методике ТВД. Одним из примеров возврата к старым техническим средствам и методикам может служить методика детальной газовой метрии скважин (ДГС), предложенная О.А. Черемисиновым, который пишет: «У некоторых специалистов может создаться мнение, что мы рекомендуем вернуться к старому, менее совершенному дискретному способу регистрации газовых показаний, что это шаг назад по сравнению со способами непрерывной, пусть даже неполной фиксации поступающей информации. Но это не простой возврат к старому - это воспроизведение черт старого в новых условиях, на новой основе, на более высоком этапе развития».

Однако такие попытки были правильно оценены научной общественностью, быстро дискредитировали себя на практике и в целом не повлияли на общие тенденции научно- технического прогресса в области газового каротажа.

С увеличением глубин разведочного и эксплуатационного бурения снизилась эффективность промыслово-геофизических исследований, уменьшился процент выноса керна и возросли осложнения при бурении скважин. В связи с этим, в семидесятых годах существенно возросли, роль и ответственность газового каротажа в общем комплексе исследования скважин. Перед газовым каротажем была поставлена задача более эффективного, оперативного выделения перспективных на нефть и газ интервалов в разрезе скважины непосредственно в процессе бурения для уточнения интервалов детальных геофизических исследований и опробования в разрезе скважины и, главное, прогнозирования геологических объектов (нефтегазоносных пластов (НГП), интервалов поглощения и притока, зон аномально-высоких пластовых давлений (АВПД) и др.) в разрезе скважины до их вскрытия или до появления аварийных ситуаций. Чтобы решить такие задачи, необходим переход от обычных ЛГКС, регистрирующих комплекс первичных параметров в аналоговой и цифровой формах для дальнейшей камеральной обработки вручную или на вычислительном центре (ВЦ) с помощью электронных вычислительных машин (ЭВМ), к компьютеризированным автоматизированным геохимическим информационно-измерительным системам (АГИС).

В 1979 г., был выпущен опытный образец первой отечественной АГИС - автоматической газокаротажной станции (автоматизированной геохимической информационной системы) ЛГКС-5/ЛГИС-2, разработанной ВНИИГ и ВНИИКА под руководством автора и С.Э. Симоигауза. Эта АГИС оснащена хроматографом «Геохром-275», чувствительность которого к УВ на порядок выше в 2 раза больше, чем у хроматографа ХГ-1Г станции АГКС-4АЦ, и бортовым - электронным вычислителем, что позволило впервые подойти к решению задачи прогнозирования НГП до их вскрытия скважиной. Система также укомплектована ШО.

Планируемое оснащение газокаротажной службы такими системами положило начало новому этапу развития метода - использованию данных газового каротажа не только для более эффективного решения задач, перечисленных выше, но и для решения новой задачи прогнозирования геологических объектов до их вскрытия скважиной для оптимизации вскрытии НГП при бурении разведочных скважин.

Тенденция перехода от газового каротажа к комплексным (геохимическим, геологическим и технологическим) исследованиям скважин стала ведущей за рубежом, где большинство бывших газокаротажных фирм перешли на разработку и эксплуатацию комплексных технологических геолого-геохимических систем исследования скважин, получивших название систем CDC (компьютеризированного контроля бурения) или TDC (комплексного контроля бурения).

Такие системы начали разрабатываться и в СССР. Поэтому перспективой дальнейшего развития газокаротажной службы является ее перерастание в службу комплексных исследований скважин в процессе бурения, обеспечивающую оптимизацию процесса бурения глубоких разведочных скважин одновременно с получением максимальной информации о разрезе скважины, наличии в нем НГП и их характеристиках.

1. Газовый Каротаж

Газовым каротажем называется комплекс исследований скважин, включающий изучение объемного содержания и состава газов, в первую очередь, УВ в промывочной жидкости, эвакуируемой из скважины, изменения технологических параметров, характеризующих режим бурения скважины, а также отбор и исследование шлама (каротаж по шламу). Газовый каротаж представляет собой прямой метод выделения пластов, содержащих УВ. в разрезе скважины. Он предназначен для изучения геологического разреза скважины оперативного выделения в нем перспективных на нефть и газ интервалов с целью детальных геофизических исследований и опробования пластов, а также прогнозной оценки характера их насыщения. В послед нее время газовый каротаж начинает использоваться для оперативного прогнозирования и выделения в разрезе скважины геологических объектов (НГП, зон АВПД. интервалов поглощения фильтрата ПЖ в пласт и притока пластового флюида (ПФ) в скважину и т. п.).

Известны три модификации метода газового каротажа: газовый каротаж в процессе бурении (иногда называемый просто газовым каротажем), газовый каротаж после бурения и комплексный газовый каротаж.

2. Газовый каротаж в процессе бурения

Газовый каротаж в процессе бурения является основной модификацией метода, включающей изучение изменения ко стволу скважины содержания и состава газов, поступающих в ПЖ в процессе бурения горных пород, и изменения параметров, характеризующих режим бурения скважин, а также каротаж по шламу. Результаты газового каротажа в процессе бурения представляются в виде комплекса параметров, зафиксированных в функции исправленных глубин и характеризующих газо- и нефте- содержание пластов, вскрытых скважиной, комплекса технологических параметров, зафиксированных также в функции глубин, и результатов исследования шлама.

Параметры, характеризующие газо- и нефте- содержание пластов, вскрытых скважиной.

Изучаемые при газоном каротаже природный и попутный газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой в основном смесь УВ с неуглеводородными газами. Основным компонентом природного газа является метан ( ). Кроме того, в природных газах в незначительных, а в попутном газе в значительных количествах содержатся другие предельные УВ-этан ( ), пропан (С3). бутан ( ), пентан (C3) и гсксан ( ). В нефтеносных и водоносных пластах встречаются и другие УВ: непредельные УВ-этилен ( ), пропилен ( ) и бутилен ( ) и изомерного соединения УВ - изобутан ( ) изобутилен ( ) и нзобутан ( ). Более тяжелые УВ, как правило, находятся в жидкой фазе. В состав природного и попутного газов могут входить также двуокись углерода (СО2), азот (N2) и некоторые другие водородные газы.

Информативными для выделения НГП и прогнозной оценки характера их насыщения в настоящее время являются предельные УВ от метана (С1) до гексана (С6).

Намечается использование для этих целей непредельных УВ и изомерных соединений УВ, а также некоторых неуглеводородных газов.

При вскрытии скважиной нефтегазоносного пласта газ, содержащийся в перовом пространство его, поступает в циркулирующую через забой скважины ПЖ и выносится с ней на устье скважины. Здесь часть ПЖ дегазируется в ДНД и извлеченная из нее газовая смесь поступает на суммарный анализ (суммарный газовый каротаж) и компонентный анализ (компетентный газовый каротаж).

При суммарном газовом каротаже измеряются суммарные газовые показания Гсум, а иногда И суммарное содержание «тяжелых» УВ Гт.сум.

При компонентном газовом каротаже определяются объемные содержания УВ в газовой смеси Can, а по ним относительные содержания УВ Con, индекс компонентного состава газа в пласте Ікг, флюидные коэффициенты Cnm и суммарное содержание УВ в ПЖ Гх.сум.

Суммарные газовые показания Гсум представляют собой выраженное в процентах суммарное объемное содержание измеряемых газов в ГС. Величина Гсум только приближенно характеризует суммарное содержание УВ в ГС. Ранее Гсум использовалась для определения суммарного содержания УВ в ГС - исправленных суммарных газовые показаний Гсум, которое применялось для прогнозной оценки характера насыщения пластов В настоящее время Гсум используется только в качестве индикационного параметра, показывающего наличие газовой аномалии против соответствующего интервала разреза скважины.

Суммарное содержание «тяжелых» УВ Гт.сум представляет собой выраженное в процентах приближенное объемное содержание УВ за исключением метана в газовой смеси. Одновременная регистрация Гсум и Гт.сум по стволу скважины позволяла грубо оценивать характер пластов, отмеченных газовой аномалией. Объемные содержания УВ в ГС Can, ранее называвшиеся абсолютными содержаниями, представляют собой выраженные в процентах объемные содержания отдельных компонентов УВ в ГС. Величины Can являются в настоящее время основными исходными параметрами газового каротажа. Они определяются по результатам высокочувствительного компонентного экспресс-анализа ГС, проводимого по стволу скважины. В процессе этого анализа фиксируются либо амплитуды пиков хроматограммы An (обычно для шести предельных УВ1), либо площади пиков Fn. по которым находятся Can в процентах: C8n = 0.5kmn * kqn * An Can = k4n * Fn

Где: - покомпонентные коэффициенты загрубения масштаба записи амплитуд ;

- в мм;

- покомпонентные коэффициенты чувствительности хроматографа к УФ в %/мм.

Относительные содержания УВ Con представляют собой выраженные в процентах относительные содержания УВ в ГС, когда суммарное содержание УВ принимается за 100%. Con являются важными параметрами газового каротажа, по которым производится качественная интерпретация его данных, определение индекса компонентного состава газа в пласте Ікг (см. ниже). Величины Con определяются из выражения: an Где: Con и Can - в %;

m - число анализируемых компонентов УВ (обычно m=6).

Индекс компонентного состава газа в пласте Ікг предназначен для разделения пластов по Con на газосодержащие (газоносные и водоносные с растворенным газом) - Ікг = 1, нефти и газа содержащие (нефтегазоносные и водоносные с растворенным газом и остаточной нефтью) - Ікг = 2 и нефтесодержащие, (с остаточной нефтью) - Ікг = 3. Для отдельных районов с нефтеносными пластами, имеющими низкие газовые факторы нефти, по индексу Ікг разделяют пласты на непродуктивные (водоносные) - Ікг = 4 и нефтеносные - Ікг = 5.

Индексы Ікг определяют по специальным палеткам РАГ (раздельный анализ газов), на которых нанесены средние значения Con или зоны значений Con соответствующие типовым залежам данного района с известным индексом Ікг. Нанося на эти палетки величины Con, определенные для исследуемого пласта, находят индекс соответствующий исследуемому пласту. Флюидные коэффициенты Cnm предназначены для лучшей дифференциации разреза скважины по составу ГС, когда содержания ряда УВ близки к фоновым значениям. Это обеспечивается записью величин Сам или суммы их для тяжелых УВ, которые содержатся в ГС в незначительных количествах, в гиперболическом масштабе и умножением полученного числа на Can для одного легкого УВ (обычно метана) или суммы их для легких УВ.

На практике при газовом каротаже оперируют флюидными коэффициентами следующих типов:

Где: Cnm - в долях;

Can, Caq, Cam и Cap - в %;

n и q - легкие компоненты УВ, содержащиеся в ГС в больших количествах;

m и p - тяжелые УВ, содержащиеся в ГС в незначительных количествах.

Флюидные коэффициенты типа Cnm1 используются для прогнозирования нефтегазоносных пластов до их вскрытия скважиной, а флюидные коэффициенты типа Cnm2 или Cnm4 - для оперативного выделения перспективных на нефть и газ интервалов в разрезе скважины и прогнозной оценки характера насыщения пластов.

Суммарное содержание УВ в ПЖ Гх.сум. представляет собой выраженное в процентах суммарно-объемное содержание УВ в ПЖ на устье скважины. Величина Гх.сум определяется из выражения:

Если в качестве ДНД используется дегазатор, в котором дегазация промывочной жидкости производится в положении, приближающемся к динамическому фазовому равновесию (например, дегазатор с интегрирующим контуром), или:

Если в качестве ДНД используются дегазаторы, в которых это положение не обеспечивается.

Здесь kдn - покомпонентные коэффициенты извлечения УВ из ПЖ в ДНД (обычно постоянные для данного района); kx.дn - покомпонентные коэффициенты дегазации, периодически определяемые при калибровке канала ДНД - хроматограф, в см3/(л%).

3. Параметры, определяемые при газовом каротаже по методике ТВД

Суммарная газовая насыщенность ПЖ q по смыслу аналогична параметру Гх.сум и отличается от него тем, что определяется к см3/л, а не в процентах, и что учитывает содержание водорода в ПЖ. При применении методики ТВД.

Где: Vг - объем ГСП в см3, полученной при ТВД пробы ПЖ объемом Vж;

Vж - в л.;

Capn - объемное содержание n-го компонента УВ в ГСП в %;

CH2 - объемное содержание водорода в ГСП в %.

Суммарная газовая насыщенность ПЖ в долгое время являлась основным параметром для прогнозной оценки характера насыщения пласта, а затем использовалась для определения суммарного коэффициента дегазации. Изза трудоемкости методики ТВД и низкой представительности проб промывочной жидкости, используемых при ТВД, в настоящее время от применения параметра q отказались.

В последних моделях АГКС, где не предусмотрела калибровка ДНД по результатам ТВД проб ПЖ. величина q, необходимая для нахождения коэффициента кд, определяется из выражения:

Содержание компонентой УВ в ПЖ qn представляет собой выраженное в см3/л объемное содержание n-го компонента УВ в ПЖ, определяемое при ТВД пробы ПЖ по результатам компонентного анализа ГСП:

Величины qn определялись эпизодически при калибровке канала ДНД - хроматограф и использовались для вычисления покомпонентных коэффициентов дегазации kx.дn. При опенке информативности параметров газового каротажа, характеризующих газо- и нефте- содержание пластов, вскрытых скважиной, следует учитывать, что параметры, связанный с составом УВ в ГС (Con, Ікг, Cnm), являются достаточно стабильными характеристиками конкретных нефтегазоносных пластов и сравнительно мало зависят от условий их вскрытия. Параметры же, связанные с объемным содержанием отдельных УВ и суммарным содержанием УВ в ГС и ПЖ (Гсум, Гт.сум, Can, Гх.сум. q и qn), существенно зависят от режима бурения скважины и поэтому сами по себе могут являться только индикационными параметрами.

4. Технологические параметры, характеризующие режим бурения скважины

При проведении тазового каротажа в процессе бурения для ориентировочного литологического расчленения разреза скважины, привязки данных газового каротажа к соответствующим глубинам, перехода от содержания УВ в ПЖ к содержанию УВ в пласте, вскрытом скважиной, оперативного выделения в разрезе скважины интервалов притока ПФ в скважину и поглощения фильтрата ПЖ в пласт и прогнозирования зон АВПД проводят измерение и определение ряда технологических параметров, характеризующих режим бурения скважины,- продолжительности бурения скважины Т1 показателя экспоненты 1b, расхода ПЖ в скважине.

Продолжительность бурения 1 м., скважины Т1 (в мин/м) является величиной, обратной механической скорости «чистого» (когда долото находится па забое скважины) бурения V6 (в м/ч.), и определяется из выражения: Т1 = 60 / V6

Измерение Т1 по стволу скважины и ее регистрация о масштабе глубин, иногда называемое механическим каротажем (МК), дает сведения о плотности пород, пересеченных скважиной. Хотя величина Т1 существенно зависит от применяемого бурильного инструмента, его состояния и режима бурения, по относительному изменению Т1 по стволу скважины можно расчленять разрез и получать дополнительные сведения для выделения слабосцементированных пород и коллекторов. При больших скоростях бурения иногда проводится детальный механический каротаж (ДМК) с записью Т1 на растянутом диапазоне малых значений. На кривой ДМК производится более детальное литологическое расчленение разреза скважины.

Важной особенностью кривом Т1 является корреляцией по реперам с кривыми ПС и ГК; поэтому параметр Т1 - эффективное средство совмещения по глубинам каротажных и газокаротажных диаграмм, что важно при комплексной оперативной интерпретации данных ГИС и газового каротажа. Показатель экспоненты b - параметр, непосредственно характеризующий плотность разбуриваемых пород. Он позволяет учитывать влияние на продолжительность бурения T1 диаметра долота, частоты его вращения, нагрузки на него, пластового давления и плотности ПЖ. Поэтому параметр b более четко, чем Т1, позволяет производить литологическое расчленение разреза скважины и прогнозировать геологические объекты в нем, например зоны АВПД.

Показатель экспоненты b определяется по эмпирической формуле:

Где: b - в усл. ед.;

КТД - безразмерный коэффициент, связанный с типом долота;

кр - коэффициент, характеризующий отношение градиента нормального пластового давления к плотности ПЖ;

nд - частота вращения долота в об/мин;

Рд - нагрузка на долото в Н;

DH - номинальный диаметр долота в см.

Для регистрации b по стволу скважины требуется измерение величин nд и Рд, что при турбинном бурении связано с необходимостью передачи забойной информации на поверхность, и наличие специального электронного счетно-решающею устройства или бортовой микро-ЭВМ для определения b и регистрации ее изменения по стволу скважины.

При роторном бурении в ряде случаев определяют величины nд и Рд на отдельных точках разреза скважины по показаниям наземных датчиков и рассчитывают b по специальным номограммам.

Расход ПЖ на «входе» скважины Qвх зависит в основном от числа работающих буровых насосов. При постоянном числе работающих насосов он" изменяется в сравнительно небольших пределах. Поэтому обычно при газовом каротаже за величину Qвх принимается производительность буровых насосов Опасп в л/с, указанная в паспорте.

Величину Qвх можно измерить с помощью индукционного расходомера, монтируемого на выходе буровых насосов. Однако его можно установить только при монтаже оборудования буровой до прессовки линии высокого давления, а газовый каротаж, как правило, проводится начиная с определенной глубины скважины (порядка 1000 м.). Поэтому индукционный расходомер на «входе» скважины не получил применения при газовом каротаже.

За рубежом дли определения широко используются счетчики числа ходов бурового насоса. Зная объем ПЖ, закачиваемой в скважину за один ход насоса, Vн (в л.) по числу NH ходов в I мин., можно определить Qвх в л/с:

Более точно с учетом плотности ПЖ ?ж (в г/см3) величина Qвх (в л/с) может быть определена по эмпирической формуле:

Где: - постоянный коэффициент, зависящий от конструкции насоса:

DП - диаметр поршня насоса в дм;

dш - диаметр штока насоса в дм;

- длина ходя поршня насоса в дм.

Если используются несколько буровых насосов, то для каждого Qвх определяется отдельно, а затем эти величины Qвх суммируются.

Расход ПЖ на «выходе» скважины Qвых зависит как от величины Qвх, так и от наличия поглощения фильтрата ПЖ в пласт или притока ПФ в скважину.

Поэтому Qвых является важным параметром для выделения коллекторов и интервалов поглощения и притока в разрезе скважины. Весьма существенна оперативность выделения интервалов поглощения и притока по Qвых, так как ПЖ. практически несжимаема и поэтому появление поглощения или притока на забое скважины через несколько секунд отмечается изменением Qвых.

Для измерения Qвых в отечественных АГКС и АГИС применяется специальный измеритель объема эвакуированной из скважины ПЖ. выдающий дискретные электрические сигналы при эвакуации объемов ПЖ, равных ?VЖ. По этим сигналам подсчитывается объем ПЖ, эвакуированный из скважины за единицу времени,- величина Qвых.

Дифференциальный расход ПЖ в скважине определяется из выражения:

Несмотря на кажущуюся простоту выражения в отечественных АГКС отсутствует аппаратура для определения хотя и были разработаны технические пути ее определения. Отсутствие такой аппаратуры связано в основном с описанными выше сложностями определения . Поэтому даже в современных отечественных АГИС определяется при оперировании величиной или против непроницаемых интервалов в разрезе скважины вместо величины .

В отличие от этою способа определения , иногда называемого дебитометрическим способом выделения коллекторов. существует и применяется в некоторых районах России метод определения объема ПЖ в мерной емкости (мернике) по уровню Нм в ней, который иногда называют фильтрационным каротажем (ФК). Измерение величины Нм вместо широко практикуется за рубежом.

В России этот метод получил ограниченное применение, так как он менее эффективен для оперативного выделения интервалов поглощения и притока и. главное, требует высокого качества применяемых ПЖ, в частности, приготовленных из специальных глиняных порошков, которые выпускаются в ограниченном объеме.

Коэффициент разбавления Е (в м3/м3), показывающий, какой объем ПЖ, эвакуированной из скважины, приходится на единицу объема выбуренной породы, определяется из выражения:

Где: DH - в см;

- в л/с.

Коэффициент разбавления Е, позволяющий учитывать влияние режима бурения скважины на результаты газового каротажа, был предложен Л.М. Чекалиным. С 1966 г., все АГКС оснащаются аппаратурой для определения коэффициента разбавления. С помощью этого коэффициента стал возможен переход от величин Гсум, q и Гх.сум к параметрам, характеризующим содержание нефти и газа в единице объема пласта, вскрытого скважиной.

5. Газовый каротаж после бурения и комплексный газовый каротаж

На первых этапах своего развития метод газового каротажа в процессе бурения имел существенные ограничения. Изза низкой чувствительности газоаналитической аппаратуры он при неблагоприятных геолого-технических условиях приводил к пропуску НГП на диаграммах газового каротажа, а в ряде случаев к ошибочным заключениям, когда выделяли перспективные на нефть и газ пласты по «ложным» аномалиям на кривой Гсум, связанным либо с рециркуляцией (повторной или многократной циркуляцией) газом обогащенных порций ПЖ, либо с последующим влиянием вышележащих не обсаженных газа и нефти содержащих пластов.

Для устранения указанных ограничений газового каротажа в процессе бурения Е.М. Геллером был предложен, а Ю.М. Юровским и др., развит метод газового каротажа после бурения. Он заключается в следующем. Для проведения исследований из скважины должен быть поднят бурильный инструмент и скважина должна простоять без циркуляции определенное время, называемое оптимальным временем простоя скважины топт.

В течение времени топт против не обсаженного газосодержащего пласта в столбе ПЖ образуется газом обогащенная зона, достаточная для того, чтобы при возобновлении циркуляции ПЖ на кривой гсум появилась аномалия. Эта аномалия должна характеризоваться коэффициентом контрастности (отношением амплитуды аномалии к фоновому значению) После простоя скважины в течение топт в скважину опускают колонну бурильных труб с долотом или без него (с «голым концом») и возобновляют циркуляцию ПЖ с регистрацией с помощью АГКС с ДНД я желобе буровой кривой суммарных газовых показаний в функции времени F(t).

Кривую Гсум регистрируют до выхода забойном порции ПЖ на устье скважины, выделяют на кривой аномалии и по ним определяют перспективные на нефть и газ пласты в разрезе скважины.

Данные газового каротажа после бурения использовались для выделении нефти и газа содержащих пластов в разрезе скважины, которые из за низкой чувствительности канала ДНД - суммарный газоанализатор могли быть пропущены на кривой Гсум, зарегистрированной в процессе бурения, и для исключения на этой кривой «ложных» аномалий, которые обязаны влиянию вышележащих не обсаженных газосодержащих пластов.

Эта операция называется установлением природы газовой аномалии на кривой Гсум.

Первая задача в настоящее время стала неактуальной, так как при высокочувствительном компонентном газовом каротаже в процессе бурения с помощью станции АГКС-4АЦ практически исключались пропуски НГП даже при неблагоприятных геолого-технических условиях.

Данные же газового каротажа после бурения позволяли только выделять нефти и газа содержащие пласты в разрезе скважины, но не проводить с достаточной эффективностью прогнозную оценку характера насыщения пластов.

Вторая задача остается актуальной, однако газовый каротаж после бурения в описанном выше виде не был способен эффективно решать ее. Это было связано как с необходимостью специальных простоев скважины, так и с большой сложностью и низкой точностью привязки аномалий на кривой F(t), зарегистрированной при проведении газового каротажа после бурения, к соответствующим глубинам.

Исследования по определению оптимального времени простоя скважины перед проведением газового каротажа после бурения, показали, что в большинстве скважин это время меньше времени тспо, затрачиваемого на проведение спусковых и подъемных операций (СПО) после очередного долбления скважины. На базе этих исследований был разработан метод комплексного газового каротажа.

Он заключается в том, что после окончания СПО и возобновления циркуляции ПЖ в скважине до выхода забойной порции ПЖ на устье скважины проводится газовый каротаж после бурения с регистрацией суммарных показаний и данных компонентного газового анализа в функции объема ПЖ, эвакуированной из скважины, а после выхода забойной порции ПЖ на устье скважины производится автоматический переход на газовый каротаж в процессе бурения с регистрацией суммарных показаний и данных компонентного газового анализа, а также параметров, характеризующих режим бурения скважины, в функции глубины скважины. Такой способ проведения комплексного газового каротажа и регистрации его результатов позволяет без каких-либо дополнительных затрат времени буровой и газокаротажного отряда обеспечить проведение на всем исследуемом интервале и газового каротажа в процессе бурения, и газового каротажа после бурения.

Регистрация газокаротажных параметров в функции объема ПЖ, эвакуированной из скважины, позволяет проводить простую и достаточно точную привязку аномалий на кривых газокаротажных параметров к глубинам.

6. Методика и техника газового каротажа дегазация промывочной жидкости

От методических и технических средств газового каротажа зависят только определение коэффициента разбавления, дегазация ПЖ и анализ ГС.

Вопросы дегазации ПЖ являются одними из основных в технике и методике газового каротажа и в существенной мере определяют его эффективность. Все дегазаторы, применяемые при газовой каротаже, разделяют на дегазаторы эпизодического действия (ДЭД) и непрерывного действия (ДНД).

ДЭД характеризуются тем. что при их применении вручную или автоматически из желоба отбирают пробу ПЖ объемом Vж, проводят се дегазацию с получением газовой смеси ГСП объемом Vr, осуществляют компонентный анализ ГСП с определением объемного содержания в ней УВ Са п n и по величинам Vж, Vг и Са п n узнают газовую насыщенность ПЖ q.

ДНД устанавливается в желобе буровой, через него протекает часть ПЖ с расходом Qд из ПЖ непрерывно извлекается ГС, которая разбавляется воздухом и в виде газовоздушной смеси под действием вакуума транспортируется в АГКС с постоянным расходом Qrn. Газовая смесь АГКС или АГИС подвергается анализу с определением суммарных показаний Гсум (только в АГКС) и объемных содержаний УВ в ГС Can сведения о промывочной жидкости.

При бурении разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ осуществляется непрерывная циркуляция в трубном пространстве скважины ПЖ, нагнетаемой с помощью буровых насосов. Промывка скважины ПЖ в процессе бурения осуществляется с целью очистки забоя скважины от разбуриваемой породы (шлама), глинизации стенок скважины для предотвращения обвалов сыпучих пород, для создания противодавления на разбуриваемые пласты во избежание выбросов и для охлаждения долота в процессе бурения. С помощью ПЖ обеспечивают удержание шлама во взвешенном состоянии во время перерывов в циркуляции и проводят борьбу с газо- и водо- проявлениями разбуриваемых и вскрытых пластов.

Промывочная жидкость, ранее именовавшаяся глинистым или буровым раствором, обычно представляет собой специальный глинистый раствор, приготовленный на одной из глин данного региона или из специальных глиняных порошков. Иногда, например в районах Татарстана, бурение непродуктивной части разреза проводится на водных растворах (ЕВС).

Для выполнения указанных функций ПЖ должна иметь определенные физические свойства, из которых основными являются плотность, условная вязкость, водоотдача, статическое напряжение сдвига и процентное содержание песка. Для проведения газового каротажа определяется также ее средняя фоновая газовая насыщенность.

Плотность ПЖ ?ж обычно определяется с помощью ареометра, входящего в лабораторию глинистого раствора, придаваемую к комплекту АГКС или АГИС. Ареометр обеспечивает только эпизодические измерения плотности ПЖ.

Однако за рубежом в последнее время появились автоматические плотномеры ПЖ, применяемые в АГИС.

Условная вязкость ПЖ ?ж измеряется с помощью полевого приборе - вискозиметра СПВ-5, входящего в лабораторию глинистых растворов. Величина вязкости ПЖ является не только важным технологическим фактором, определяющим гидравлическое сопротивление в циркуляционной системе буровой и характер поглощения фильтрата ПЖ в пласты, вскрываемые скважиной, но и условия дегазации ПЖ с помощью ДНД. Поэтому важно проводить непрерывное измерение ?ж непосредственно в процессе бурения.

Хотя в настоящее время и появилось вискозиметры ротационного типа, позволяющие измерять абсолютную и структурную вязкость ПЖ непрерывно по стволу скважины, они еще не получили распространения при газовом каротаже скважин и по ряду причин не входят в комплект АГКС и АГИС.

Водоотдача ?ж характеризует способность ПЖ отфильтровывать свою жидкую фазу в пласт под действием перепада гидростатического и пластового давлений. В процессе водоотдачи ПЖ на стенке скважины образуется глинистая корка. Параметр является важным технологическим параметром, в существенной мере определяющим эффективность бурения в пористых и рыхлых породах. Величину ?ж измеряют по условиям фильтрации ПЖ через круглый бумажный фильтр O 75 мм., под действием давления или вакуума. Обычно при бурении ?ж определяют с помощью прибора ВМ-6, работающего при перепаде давления 0,1 МПА. За величину ?ж принимают количество жидкости, профильтровавшейся через фильтр за 30 мин. Под статическим напряжением сдвига (СНС) подразумевают способность ПЖ удерживать

1. Померанц. Газовый каротаж.

2. Карцев. Геохимические методы исследований скважин.

3. Сайт: Открытая интернет энциклопедия.

4. Сайт: Геофизические методы исследований скважин.