Тема 4.3 Газовый метод.

План

1. Газовый каротаж в процессе бурения

2. Определение глубин

3. Газовый каротаж после бурения.

1. Газовый каротаж в процессе бурения

Газовый каротаж основан на изучении содержания и состава углеводородных газов и битумов в промывочной жидкости, а также основных параметров, характеризующих режим бурения. Поровое пространство нефтегазоносных пород заполнено в основном смесью предельных углеводородов, значительная часть которых находится в газообразном состоянии. Природный газ состоит главным обра­зом из метана СН4 (наиболее легкого из углеводородов) и так на­зываемых тяжелых газообразных углеводородов — этана (С2Н6), пропана (С3Н8), бутана (С4Н10), а также парообразных углеводо­родов — пентана (С5Н12) и гексана (С6Н14). Более тяжелые угле­водороды находятся в нефти, как правило, в жидкой фазе. Природ­ный газ может содержать и некоторые неуглеводородные газы — двуокись углерода, азот и др.

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. Одновременно исследуют технологию (режим) бурения скважины, включая его продолжительность (механический каротаж).

Схема проведения газового каротажа показана на рис. 138. Измеряется следующий комплекс параметров, характеризующих режим бурения: продолжительность бурения t1, расход глинистого раствора н а «выходе» скважины QBыX, коэффициент разбавления Ер. Продолжительность бурения t1 (в мин/м) — величина, обратная скорости бурения v (в м/ч):

По величине t1 определяют погонную длину скважины, приходящуюся на единицу времени бурения. Полученные данные исполь­зуют для построения кривой изменения продолжительности буре­ния (скорости бурения) с глубиной, называемой кривой ме­ханического каротажа.

Расход промывочной жидкости QBыX характеризует объемную скорость этой жидкости (в л/с), поступающей из скважины на «выходе». По изменению величины QBых по стволу скважины в процессе бурения судят о поглощении промывочной жидкости пластом, а следовательно, о вскрытии проницаемых пластов или интервале поглощения.

Коэффициент разбавления Ер характеризует количество промывочной жидкости, которое приходится на еди­ницу объема выбуренной породы (в м3/м3) и определяется из соот­ношения

Еp = 0,77*103 (1/dн)QBыx t

где dH — номинальный диаметр скважины (в см).

Для определения параметров, характеризующих газо - и нефте-содержание пластов, из промывочной жидкости (глинистого раст­вора), поступившей на поверхность, извлекают часть газа (дегази­руют его). Извлеченный газ, смешиваясь с воздухом, образует газовоздушную смесь, которая поступает на анализ для определения содержания и состава углеводородных газов и газовоздушной смеси.

Дегазация и анализ газовоздушной смеси производятся непрерывно в процессе бурения и достигаются при помощи дегазаторов, которые работают на различных принципах: понижении давления над раствором (созданием вакуума); подогреве, механическом воз­действии или несколькими средствами одновременно. В последних моделях газокаротажных станций применяют дегазатор с дробле­нием потока глинистого раствора. Дегазатор устанавливают в же­лобе на поплавках вблизи устья скважины. В результате дробле­ния поверхность глинистого раствора, попадающая в камеру де­газатора с пониженным давлением, значительно увеличивается. При этом из глинистого раствора извлекается часть газа, которая, смешиваясь с воздухом, образует так называемую газовоздушную смесь.

В зависимости от интенсивности дегазации глинистого раствора из него выделяется большая или меньшая часть газа и осущест­вляется различная «глубина» (степень) дегазации. Применяемые дегазаторы извлекают относительно небольшое количество газа. Степень дегазации глинистого раствора исчисляется сотыми и де­сятыми долями процента и только при помощи дегазатора непре­рывного действия с интегрирующим контуром, входящим в ком­плект автоматической газокаротажной станции, дегаза­ция достигает 1—5 %.

Газовоздушная смесь по газовоздушной линии (см. рис. 138, //) подается в газоанализатор (см. рис. 138, ///), где подвергается соответствующей подготовке к анализу, проведению анализа и ре­гистрации основных параметров (см. рис. 138, IV). Чтобы устано­вить параметры, характеризующие газо- и нефтесодержание пла­стов, выполняются следующие операции: непрерывный анализ газовоздушной смеси для определения суммарного содержания в ней углеводородных газов Гсуи и приведенных газопоказаний Гпр, а также компонентный анализ на содержание в пласте предельных углеводородных газов (Сг—Сб).

Для оценки суммарного содержания углеводородных газов Гсум в газовоздушной смеси служит термохимический газоанализатор (см. рис. 138, ///).

Термохимический газоанализатор работает по принципу не­равновесного моста (моста Уитстона). Двумя плечами моста яв­ляются платиновые нити, помещенные в камеры; одно плечо 9 — рабочее, а другое 10 — компенсирующее; сопротивления этих плечей строго одинаковы. Два других плеча с равными сопротив­лениями выполнены из манганиновой проволоки. Соотношение между плечами мостика таково, что если через газоанализатор про­ходит чистый воздух, то наблюдается положение равновесия. Из­менение одного из четырех названных сопротивлений приводит к нарушению равновесия моста и возникновению тока в измери­тельной цепи. Анализируемая газовоздушная смесь пропускается через рабочую камеру, в которой помещена спираль из платиновой проволоки, 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 равновесие 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. Регистрируемая кривая подвергается обработке и при­вязке к истинным глубинам, соответствующим поступлению в скважину анализируемых углеводородных газов из разбуриваемого пласта в скважину. Полученная диаграмма названа кривой суммарных газопоказаний Гсун; по ней определяют суммарное содержание углеводородных газов (в %) в газовоздушной смеси, отбираемой из дегазатора.

Суммарные газопоказания, получаемые при газовом каротаже, являются одним из основных параметров, используемых при вы­делении в разрезе газонефтяных пластов. По величине Гсум (в %) оценивается газонасыщенность глинистого раствора q, поступаю­щего из скважины, что соответствует объему углеводородных га­зов, содержащихся в единице объема глинистого раствора (в см3/л):

q=KдгГcум, (VI. 13)

где Kдг — коэффициент дегазации, определяемый в % периодической калибровкой аппаратуры (дегазатора-газоанализатора). Значения ГСум и q зависят не только от газо- или нефтесодержания

пласта, но и от типа дегазатора, скорости движения газовоздушной смеси, способности глинистого раствора к дегазации и режима бу­рения скважин в целом. Кроме того, из разбуриваемых пород на­ряду с углеводородными газами в глинистый раствор поступают в виде примесей и неуглеводородные горючие газы (водород, окись углерода), которые также отмечаются термохимическим газоана­лизатором. Влияние примесей на показания газоанализатора учи­тывают, пропуская газовоздушную смесь через хроматермограф (см. рис. 138, VII).

В современных АГКС для непрерывного суммарного определения углеводородных газов в газовоздушной смеси (газоносителя) используют газоанализаторы с пламенно-ионизационными детекторами (хроматографы ХГ-1Г). Работа их основана на ионизации молекул углеводородных газов при их сгорании в водородном пла­мени. Для этого в полость корпуса детектора подают анализируемый газ и газоноситель (водород и воздух), при горении водорода не возникает ионов и пламя отмечается низкой электропровод­ностью. При сгорании газоносителя, содержащего углеводородные газы, происходит ионизация их молекул и резкое увеличение электропроводности пламени. По величине тока, регистрируемой самопишущим потенциометром, судят о концентрации углеводород­ных газов в газовоздушной смеси.

2. Определение глубин

При газовом каротаже очень важно правильно привязать ре­зультаты анализов к глубинам поступления газообразных углево­дородов из пласта в скважину. Полученные газопоказания должны быть отнесены (привязаны) к той глубине скважины, при которой этот буровой раствор (соответствующая порция его) находился на забое. Для этого необходимо учесть время, в течение которого промывочная жидкость поднимается по затрубному пространству от забоя до устья, и время движения газовоздушной смеси от де­газатора к газоанализатору. Последнее определяется легко; за­труднения возникают при вычислении времени движения жидко­сти от забоя до устья скважины. Это время, называемое в практике газового каротажа отставанием, непрерывно изменяется в процессе бурения в зависимости от многих факторов: глубины и конструк­ции скважины, производительности и числа работающих насосов и т. д. Величина отставания определяется углублением скважины за время подъема глинистого раствора от ее забоя до устья. В слу­чаях поглощения раствора возможны пропуски отдельных интер­валов, иногда продуктивных.

Границы аномалий по кривым газового каротажа устанавли­вают в точках, соответствующих началу роста величин Гсуи и Гпр по сравнению с уровнем фоновых значений Гсум ф и Гпр.ф во вмещающих породах. Фоновые газопоказания обусловлены некоторым содержанием газа поступившего в глинистый раствор из пробуренных пластов и вносимого глиной, на которой раствор приготовлен. В качестве газовых аномалий, подлежащих выделе­нию и дальнейшему изучению, являются те из них, газопоказания которых в 2 раза и более превышают фоновые. Для уточнения глубин диаграммы газового каротажа и геофизические кривые после окончания бурения сопоставляются между собой. Границы продуктивных пластов корректируются, учитывая специфику выделения границ газовых аномалий и границ пластов-коллекторов по геофизическим данным.

3. Газовый каротаж после бурения.

Газовый каротаж после бурения проводится при возобновлении циркуляции промывочной жидкости после простоя скважины, (спуско-подъемных операций, ремонтных и других работ). О газо- насыщенности пластов при этом судят по содержанию в промывочной жидкости (глинистом растворе) углеводородных газов, поступающих из пласта в скважину в результате их фильтрации и диффузии. Этот процесс диффузии имеет место при технически правильном бурении скважины (давление столба промывочной жидкости превышает пластовое). В этом случае фронт диффузии, прежде чем попасть в скважину, преодолевает зону проникновения фильтрата глинистого раствора в пласт и глинистую корку. Интенсивность диффузионного потока возрастает по мере увеличения перепада концентрации и растворимости газов в нефти и воде. Физические свойства промывочной жидкости (вязкость и плотность) не оказы-вают существенного влияния на диффузионное поступление газа из пласта в раствор.

Существенной задачей при проведении газового каротажа после бурения является выбор оптимального времени перерыва циркуляции промывочной жидкости, необходимого для заметного ее газо-обогащения. Недостаточный перерыв циркуляции раствора приво-дит к пропуску залежи, а слишком большой — к значительному его распространению по стволу и затруднению локализации залежи. Проведенные расчеты, подтвержденные практикой, показали, что перерывы в циркуляции промывочной жидкости, вызванные спуско-подъемными операциями и другими, связанными с процессом бурения, в большинстве случаев достаточны, чтобы газообогащение раствора достигло величин, определяемых при газовом каротаже после бурения. Оптимальное время перерыва циркуляции промывочной жидкости колеблется в основном от 3 до 20 ч.

При газовом каротаже после бурения проводится непрерывная регистрация газосодержания струи промывочной жидкости в течение времени, достаточного для выхода двукратного объёма этой жидкости с исследуемой глубины до земной поверхности. После бурения изучение суммарного содержания углеводородных газов Гсум производят как в глинистом растворе, заполняющем затрубное пространство, так и находящемся внутри бурильных труб. Газовая аномалия на кривой Гсум, соответствующая измерению внутри труб, повторяет (в перевернутом виде) конфигурацию той же аномалии на кривой, полученной в затрубном пространстве, она размещена ниже ее по глубине и характеризуется меньшими показаниями. Измерением двух кривых Гсум (в затрубном и вну-тритрубном пространствах) уточняют привязку газовых аномалий к глубинам и контролируют качество работ.

В период прекращения циркуляции глинистый раствор в результате диффузии обогащается газом в непосредственной близости от газоотдающего пласта, При погружении бурильных труб происходит вытеснение части глинистого раствора, что влечет за собой соответствующие перемещения вверх по скважине аномальной газовой зоны.

С помощью газового каротажа после бурения решаются те же задачи, что и при газовом каротаже в процессе бурения с одной и той же степенью достоверности. Однако газовый каротаж после бурения обладает большей оперативностью. Один отряд может обслужить значительное число скважин, что снижает стоимость работ этого вида каротажа.

Вопросы

1. Цель проведения газового каротажа?

2. Какие существуют виды газового каротажа?

Тема 4.4 Люминесцентный метод.

План

1. Цель метода

2. Принципы определения параметров

1. Цель метода

В основе метода люминесцентно-битуминологического анализа лежит исследование способности горных пород, насыщенных битумами, светиться (люминесцировать) под действием ультрафиолетовых лучей кварцевой лампы люминоскопа.

Люминоскоп представляет собой светонепроницаемую камеру с источником ультрафиолетового света (лампы УФО-4 или ПРК-4), смотровым окном для визуального наблюдения люминесценции исследуемого образца и рукавами, через которые осуществляется установка образца. Исследованию подвергают керн, шлам или буровой раствор.

О наличии в исследуемом образце битумов, их содержании и компонентном составе судят по интенсивности и цвету люминесценции. Для легких нефтей характерны голубые оттенки свечения, для тяжелых — желтые. Интенсивность люминесцентного свечения при малых концентрациях битумов в породе с повышением концентрации возрастает. Однако при г/мл увеличение концентрации битумов приводит к уменьшению и даже полному исчезновению свечения: наблюдается явление концентрационного тушения. При люминесцентно-битуминологическом анализе последнее исключается специальной обработкой образца: его размельчением и растворением битума органическими растворителями (хлороформом или эфиром). На исследуемый образец, чаще всего измельченный до порошкообразного состояния, наносят каплю растворителя, образующую люминесцирующее пятно. О содержании и составе битума судят по форме и цвету пятна.

Рис. 37. Форма пятная при капельном анализе

При большой битуминозности (0,1—5%), навеску исследуемого образца заливают определенным количеством органического растворителя и выдерживают в нем в течение 5—10 ч. Наличие концентрации в вытяжке битума в этом случае устанавливают путем визуального сравнения ее люминесценции с люминесценцией набора эталонных растворов с известным содержанием битумов.

2. Принципы определения параметров

В некоторых случаях о содержании битумов и их компонентном составе судят по люминесценции фильтровальной бумаги, предварительно выдержанной в вытяжке из исследуемого образца. Высота подъема по фильтровальной бумаге битумов разных фракций различна: более легкие фракции поднимаются выше. В этом случае свечение в люминоскопе имеет вид полос разного цвета, соответствующего компонентному составу битума.

О концентрации битумов судят по результатам сравнения люминесценции фильтровальной бумаги с люминесценцией эталонов. Наиболее точно компонентный состав битумов определяют люминесцентным анализом вытяжек, полученных с применением разных органических растворителей {хлороформ, спирто-бензол, петролейный эфир и др.).

Помимо битумов, способностью люминесцировать в ультрафиолетовом свете обладают некоторые горные породы, например, известняки, некоторые каменные угли и т. п. В отличие от битуминозных пород вытяжки, полученные из этих отложений с применением органических растворителей, не люминесцируют.

Характер люминесценции образцов бурового раствора при наличии в них нефти или смазочных масел

Результаты люминесцентно-битуминологического анализа, выраженные в каких-либо условных единицах битуминозности, наносят на диаграмму газометрии скважин. Наличие в породе битумов является прямым признаком ее нефтеносности.

В настоящее время в промышленном испытании находится прибор, предназначенный для проведения непрерывного люминесцентно-битумино-логического анализа в скважинах. Регистрацию свечения в приборе осуществляют с помощью светочувствительного элемента фотоэлектронного умножителя ФЭУ-19. Воздействие на горные породы ультрафиолетовых лучей и улавливание света люминесценции осуществляют через иллюминатор в корпусе прибора; последний прижимают со стороны иллюминатора к стенке скважины. Для регистрации интенсивности люминесцентного свечения используют стандартную аппаратуру, применяемую при радиометрических исследованиях. Результаты измерений имеют вид кривой, отражающей изменение интенсивности люминесценции бурового раствора или пород в разрезе скважины.

Область применения метода — выделение нефтеносных и битуминозных пластов.

Тема 5.1. Изучение технического состояния обсадной колонны скважины и определение положения скважины в пространстве.

План:

1. Измерение искривления скважин (инклинометрия)

2. Определение диаметра скважин

3. Контроль технического состояния обсадных труб