Метод газового анализа промывочной жидкости

При проходке нефтегазоносных пластов газ, свободный и растворенный в нефти и воде в пустотном пространстве разбуренного объема породы, поступает в промывочную жидкость, циркулирующую по сква­жине, и выносится вместе с ней на поверхность. Схема газового анализа промывочной жидкости, выходящей из скважины, приведена на рис. 4.5.12.

Газ извлекается из промывочной жидкости при помощи дегазатора 1, устанавливаемого в желобе для слива промывочной жидкости, воз­можно ближе к устью скважины. Дегазатор представляет собой камеру, в которую подается промывочная жидкость; из камеры непре­рывно отсасывается воздух вакуумным насосом 11. Создаваемые при этом понижение давления и механическое воздействие (перемешивание, разбрызгивание) обеспечивают выделение части газа из промывочной жидкости, находящейся в камере дегазатора. Выделяющийся газ сме­шивается с воздухом в камере дегазатора, образуя газовоздушную смесь, которая направляется далее к приборам для газового анализа по вакуумной линии 2. Для обеспечения постоянства степени дегазации и условий работы приборов газового анализа в вакуумной линии под­держиваются неизменными скорость газовоздушного потока и разреже­ние, контролируемые соответственно ротаметром 4 и вакуумметром 10.

Рис. 4.5.12. Схема газового анализа промывочной жидкости:

1 — дегазатор; 2 — вакуумная линия; 3 — отстойник; 4 — ротаметр; 5 — отвод к хро­матографу; 6, 7 — камеры соответственно с рабочим и компенсационным плечами мостика газоанализатора; 8 — регистрирующий прибор; 9 — баллон; 10 — вакуумметр; 11— вакуумный насос

Емкость 9 сглаживает колебания в линии, обусловленные работой вакуумного насоса.

Газовоздушная смесь очищается от механических примесей и капель жидкости в отстойнике 3 и поступает на чувствительный элемент 6 газоанализатора.

В интервалах разреза, характеризующихся повышенными газо­показаниями, а также в перспективных на нефть и газ интервалах проводят компонентный анализ состава углеводородных газов, извле­каемых из промывочной жидкости. Для этого применяется хроматограф, основными узлами которого являются разделительная колонка, газо­анализатор и регистрирующий прибор.

При газометрии скважин одновременно с диаграммой суммарных газопоказаний регистрируется также диаграмма продолжительности проходки (мин/м), представляющей собой величину, обратную ско­рости бурения, м/ч:

Она используется при интерпретации данных газового анализа промывочной жидкости и для расчленения разрезов скважин по меха­ническим свойствам горных пород.

Основные задачи интерпретации диаграмм газометрии промывочной жидкости — выделение и предварительная оценка газонефтесодержащих пластов в разрезе скважины. Решение этой задачи до окончания бурения скважины позволяет наметить перспективные интервалы для проведения в них промыслово-геофизических исследований после бурения и обеспечивает надежную оценку характера насыщения коллекторов, выделен­ных по данным этих исследований.

Интерпретацию начинают с выделения на диаграмме суммарных газопоказаний участков, характеризующихся показаниями, превышающими фоновые не менее чем в 3 раза. Фоновыми называются газо­показания, наблюдаемые по всему разрезу скважины или в пределах значительных интервалов, которые возникают за счет постоянной газо­вой составляющей разбуриваемых пород, вследствие неполной дегазации промывочной жидкости в циркуляционной системе после проходки газонефтесодержащих пород при попадании в раствор смазки и нефти.

Большой фон затрудняет, а иногда не позволяет выделить в разрезе скважины пласты, содержащие газ и нефть. Влияние его в этом случае можно исключить путем проведения газометрии как выходящей из скважины, так и входящей в нее промывочной жидкости и опреде­ления разности газопоказаний (с учетом величины отставания входящей промывочной жидкости).

Приведенные газопоказания ха­рактеризуют не начальную, а оста­точную газонефтенасыщенность пластов. Это объясняется тем, что в процессе бурения промывочная жидкость проникает в породу под долотом прежде, чем порода раз­бурена, и оттесняет газ и нефть в глубь пласта. Остаточная газо­нефтенасыщенность уменьшается с увеличением проницаемости плас­та. Например, для хорошо прони­цаемых песчаных пластов она составляет около 20 %, тогда как для кар­бонатных коллекторов низкой проницаемости она мало отличается от начальной (потеря газа за счет опережающей фильтрации промывочной жидкости не превышает 10 %).

Пласты, характеризующиеся повышенными показаниями на диаграм­мах газометрии, могут соответствовать газоносным пластам, содержащим скопления природного газа, нефтеносным пластам с растворенным (попутным) газом и водоносным (непродуктивным) пластам с раство­ренным газом или остаточной нефтью. Для определения характера насыщения пластов и отделения продуктивных пластов от водоносных используют значения приведенных газопоказаний Глр.

При приближении к нефтегазосодержащему пласту во время бурения концентрация газообразных углеводородов в буровом растворе повышается. На газокаротажной диа­грамме отмечаются эти повышенные показания. Учитывая режим буре­ния, скорость циркуляции бурового раствора и его отставание, вводят соответствующие поправки для установления точной глубины проявляю­щих пластов. Все эти данные получаются на основе показаний приборов газокаротажной станции; разработаны автоматизированные газока­ротажные станции.

В последнее время с успехом применяется «газовый каротаж после бурения». Во время остановки бурения на 20-24 ч буровой раствор на­сыщается газом против продуктивных пластов благодаря диффузии га­зов. Затем после возобновления циркуляции проводят газокаротажные измерения и получают диаграмму, где максимумы газопоказаний соот­ветствуют продуктивным пластам. Четкость таких диаграмм получает­ся очень высокой. Газовый каротаж после бурения перспективен при исследовании глубоких и сверхглубоких скважин в сложных геолого-физических условиях больших глубин. При бурении их из-за длительно­го прохождения бурового раствора от забоя скважины до дневной поверх­ности и низких скоростей бурения газ, попадающий из выбуренной поро­ды и пласта в буровой раствор, значительно разбавляется и четкость диаграммы газового каротажа во время бурения снижается.

На рис. 4.5.13 показано сопоставление газового каротажа во время и после бурения, проведенного на глубокой скважине № 50 Левкинской площади Краснодарского края. Кривые газового каротажа после буре­ния оказались более контрастными по сравнению с кривой каротажа во время ее бурения. Они позволили более точно выделить две продуктив­ные пачки и успешно провести испытание скважины.

Рис. 4.5.13. Кривые газового каротажа, прове­денного на скв. 50 Левкинского месторожде­ния Краснодарского края (по Юровскому)

а— после бурения (четыре цикла циркуляции); б—в процессе бурения.

Особенность газометрии скважин по керну заключается в отборе герметичных кернов, для чего необходимы герметичные керноотборники. При обычном отборе керна большая часть газа теряется при поднятии керна на поверхность, что снижает возможности проведения этого вида каротажа. Однако и в последнем случае анализ извлеченного свободного и защемленного газа из керна позволяет получить дополни­тельные сведения о продуктив­ных пластах и миграции угле­водородов.

Дата добавления: 2015-07-16