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