Газовый каротаж

Цели, функции и задачи геолого-технологических исследований скважин в процессе бурения. Изучение количества и состава газа, попавшего в буровой раствор методом газового каротажа. Проведение исследований с применением известково-битумных растворов.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Введение

Цель геолого-технологических исследований состоит в оперативном изучении геологического строения разреза скважин, выявлении и оценке продуктивных пластов, повышении качества проводки и сокращении цикла строительства скважин на основе получаемой в процессе бурения геолого-геохимической, геофизической и технологической информации. Достижение этой цели обеспечивается путем оперативной реализации буровой бригадой рекомендаций, выдаваемых на скважине персоналом партии ГТИ, а также использованием полученной информации при проектировании строительства очередных скважин.

В функции партии ГТИ входит непрерывный в процессе бурения сбор, анализ и обработка информации о шламе, керне, параметрах бурового раствора и режиме бурения; оперативная предварительная обработка геофизической и гидродинамической информации о продуктивных или перспективных объектах; выдача буровой бригаде, геологической и технологической службам буровых предприятий рекомендаций, необходимых для оперативного выявления перспективных на нефть и газ объектов и оптимальной проводки скважин в сложных горно-геологических условиях.

К геологическим задачам, решаемым партиями ГТИ, относятся:

- литолого-стратиграфическое расчленение разреза;

- выделение коллекторов и оценка их свойств;

- выявление в разрезе нефтегазоносных или перспективных пластов.

К технологическим задачам относятся:

- предупреждение аварий и осложнений в процессе бурения;

- оптимизация режимных параметров бурения и отработки долот;

- расчет давлений в скважине и оценка пластовых, поровых давлений.

Область применения геолого-технологических исследований включает исследование поисковых, разведочных, эксплуатационных, опорно-параметрических и опорно-технологических скважин.

В опорно-параметрических и опорно-технологических скважинах геолого-технологические исследования проводятся с учетом "Методического руководства по определению и использованию показателей свойств горных пород в бурении".

Геолого-технологические исследования являются неотъемлемым элементом комплекса методов, применяемых для изучения разреза скважин, поэтому технология исследований и интерпретация получаемой информации должны базироваться на основе рационального комплексирования геолого-технологических, геофизических (ГИС) и гидродинамических методов исследования в интересах эффективного и оперативного выявления продуктивных пластов с использованием всей имеющейся информации. На технологической схеме комплексных геолого-технологических, геофизических и гидродинамических исследований, цикл исследований повторяется при вскрытии каждого перспективного объекта и позволяет к моменту принятия решения о спуске обсадной колонны иметь исчерпывающую характеристику о нефтегазоносности вскрытого скважиной разреза.

1. Сущность газового каротажа

Газовый каротаж основан на изучении количества и состава газа, попавшего в буровой раствор из разбуриваемых или вскрытых скважиной пластов, содержащих углеводородные газы.

Газовый каротаж используется для выделения нефтегазосодержащих пластов, выделения зон АВПД, предупреждения выбросов нефти и газа.

По способу проведения исследований различают газовый каротаж в процессе бурения и газовый каротаж после бурения.

При газовом каротаже в процессе бурения непрерывно измеряется суммарное содержание сумм углеводородных газов и периодически (с дискретностью равной времени одного цикла анализа на хроматографе) - компонентный состав, попавших в буровой раствор из разбуриваемых горных пород.

Газовый каротаж после бурения включает непрерывное измерение УВГ и периодическое измерение компонентного состава газа, попавшего в буровой раствор в результате диффузии или фильтрации УВГ из нефтегазоносных пластов при простое скважины.

При проведении газового каротажа обязательна калибровка желобных дегазаторов путем проведения дегазации проб бурового раствора. Пробы отбираются непосредственно перед дегазатором. Момент отбора пробы фиксируется на хроматографе с учетом времени прохождения газа от дегазатора к хроматографу.

Термовакуумная дегазация (ТВД) проб бурового раствора проводится при температуре бурового раствора 90°С и вакууме 0,09 МПа. Процесс дегазации пробы длится 10 мин.

Газонасыщенность бурового раствора углеводородными газами рассчитывается по формуле (1.1).

, (1.1)

где ?Сi - суммарное содержание УВГ в выделившемся газе.

Выделившийся из пробы газ анализируется на хроматографе. Концентрация каждого из углеводородных компонентов рассчитывается по формуле:

, (1.2)

где Ci- объемное содержание i-го компонента в газе, извлеченном из пробы бурового раствора, %.

Концентрации углеводородных газов в буровом растворе определяются с помощью расчетных листов (рисунок 1). По оси абсцисс расчетного листа откладываются значения концентраций УВГ в газовоздушной смеси по хроматографу С_{ai ,} в момент отбора пробы для, а по оси у - концентрации углеводородных газов в буровом растворе С_{pi .}

Графики перехода от С_pi к С_ai строятся по 3-5 пробам для каждого углеводородного компонента. Калибровка дегазаторов производится не реже одного раза в сутки. Для каждого пробуренного метра рассчитывается среднее суммарное значение УВГ. При появлении положительных аномалий на диаграмме рассчитывается значение приведенных газопоказаний по хроматографу и относительное содержание УВГ.

В интервалах повышенных газопоказаний для каждого метра рассчитывается относительный состав газа:

. (1.3)



Рисунок 1. - Расчетный лист для определения концентраций УВГ в буровом растворе

Давление рассчитывается по формуле:

. (1.4)

Температура рассчитывается по формуле:

. (1.5)

По вычисленным значениям по палетке (рисунок 2) находится коэффициент сжимаемости газа.

Если при вскрытии пласта наблюдается поглощение или проявление, рассчитывается их интенсивность по формуле:

, (1.6)

где - уменьшение или увеличение объема бурового раствора в приемной емкости за время наблюдения, л/мин; - время наблюдения, мин; рDm - мощность пласта, м. Определяется по механическому каротажу и по результатам анализа шлама.

Рисунок 2. - Палетка для определения коэффициента сжимаемости газа

. (1.7)

Если интенсивность фильтрации более 70-80 л/мин/м², величина остаточного газосодержания не рассчитывается.

При признаках проявления отбираются пробы бурового раствора, и по результатам термовакуумной дегазации и компонентного анализа дается заключение о характере насыщения пласта. Одновременно оператор предупреждает буровую бригаду о проявлении и интенсивности притока.

Калибровка хроматографа производится не реже одного раза в месяц, а также после переезда на новую скважину или после замены сорбента в колонках хроматографа. Калибровка хроматографов проводится аттестованными газовыми смесями.

Концентрация углеводородных газов по хроматографу рассчитывается по формуле:

, (1.8)

где C_xi - концентрация i-го компонента углеводородного газа, %; К_м - коэффициент загрубления масштаба; K_ч - коэффициент чувствительности i-го компонента, %/мин; А_п - длина пики i-го компонента, мм.

Результаты калибровок хроматографа приводятся на хроматограмме.

Калибровка суммарного газоанализатора проводится не реже одного раза в месяц, а также после переезда на новую скважину, ремонта или замены чувствительных элементов анализатора.

Оперативная интерпретация результатов газового каротажа в процессе бурения проводится в следующей последовательности.

По кривой Г_сум регистрируемой непрерывно в функции времени, выделяются аномальные участки (в 1,5 раза и более, выше фоновых значений) и определяется природа газовых аномалий.

Если газовая аномалия обусловлена возможным поступлением газа из пласта, кривая Г_сум сопоставляется с кривой Г_{сум..вых} (с учетом времени отставан...