Добыча нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

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 СDС (компьютеризированного контроля бурения) или ТDС (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 Г_сум, а иногда И суммарное содержание «тяжелых» УВ Г_т.сум.

При компонентном газовом каротаже определяются объемные содержания УВ в газовой смеси С_an, а по ним относительные содержания УВ С_on, индекс компонентного состава газа в пласте I_кг, флюидные коэффициенты С_nm и суммарное содержание УВ в ПЖ Г_х.сум.

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

Суммарное содержание «тяжелых» УВ Г_т.сум представляет собой выраженное в процентах приближенное объемное содержание УВ за исключением метана в газовой смеси. Одновременная регистрация Г_сум и Г_т.сум по стволу скважины позволяла грубо оценивать характер пластов, отмеченных газовой аномалией. Объемные содержания УВ в ГС С_an, ранее называвшиеся абсолютными содержаниями, представляют собой выраженные в процентах объемные содержания отдельных компонентов УВ в ГС. Величины С_an 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 А_n (обычно для шести предельных УВ¹), либо площади пиков F_n. по которым находятся С_an в процентах:

C_8n = 0.5k_mn * k_qn * A_n

С_an = k_4n * F_n



Где:

- покомпонентные коэффициенты загрубения масштаба записи амплитуд ;

- в мм;

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

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

_an

Где:

С_on и С_an - в %;

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

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

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

На практике при газовом каротаже оперируют флюидными коэффициентами следующих типов:

Где:

С_nm - в долях;

C_an, C_aq, C_am и C_ap - 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 С_nm1 используются для прогнозирования нефтегазоносных пластов до их вскрытия скважиной, а флюидные коэффициенты типа С_nm2 или С_nm4 - для оперативного выделения перспективных на нефть и газ интервалов в разрезе скважины и прогнозной оценки характера насыщения пластов.

Суммарное содержание УВ в ПЖ Г_х.сум. представляет собой выраженное в процентах суммарно-объемное содержание УВ в ПЖ на устье скважины. Величина Г_х.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 k_дn - покомпонентные коэффициенты извлечения УВ из ПЖ в ДНД (обычно постоянные для данного района); k_x.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 Г_х.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 ГС_п в см³, полученной при ТВД пробы ПЖ объемом Vж;

Vж - в л.;

C_apn - объемное содержание n-го компонента УВ в ГС_п в %;

C_H2 - объемное содержание водорода в ГС_п 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. Из-за 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 k_д, определяется из выражения:

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

Величины q_n определялись эпизодически при калибровке канала ДНД - хроматограф и использовались для вычисления покомпонентных коэффициентов дегазации k_x.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 (С_on, I_кг, С_nm), 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 (Г_сум, Г_т.сум, С_an, Г_х.сум. q и q_n), 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 Т_1, 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.;

k_Тд - безразмерный коэффициент, связанный с типом долота;

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

n_д - частота вращения долота в об/мин;

Р_д - нагрузка на долото в Н;

d_H - номинальный диаметр долота в см.

Для регистрации b по стволу скважины требуется измерение величин n_д и Р_д, 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 n_д и Р_д на отдельных точках разреза скважины по показаниям наземных датчиков и рассчитывают b по специальным номограммам.

Расход ПЖ на «входе» скважины Q_вх 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 Q_вх принимается производительность буровых насосов О_пасп в л/с, указанная в паспорте.

Величину Q_вх 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, V_н (в л.) по числу n_H ходов в I мин., можно определить Q_вх в л/с:



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

Где:

- постоянный коэффициент, зависящий от конструкции насоса:

d_П - диаметр поршня насоса в дм;

d_ш - диаметр штока насоса в дм;

- длина ходя поршня насоса в дм.

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

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

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

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

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 H_м в ней, который иногда называют фильтрационным каротажем (ФК). Измерение величины Н_м 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:

d_H - 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 Г_сум, q и Г_х.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. Из-за 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 Г_сум, 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 t_опт.

В течение времени t_опт против не обсаженного газосодержащего пласта в столбе ПЖ образуется газом обогащенная зона, достаточная для того, чтобы при возобновлении циркуляции ПЖ на кривой г_сум появилась аномалия. Эта аномалия должна характеризоваться коэффициентом контрастности (отношением амплитуды аномалии к фоновому значению) После простоя скважины в течение t_опт 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 Г_сум 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 Г_сум, 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 Г_сум.

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 t_спо, 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 V_ж, проводят се дегазацию с получением газовой смеси ГС_П объемом V_r, осуществляют компонентный анализ ГС_П с определением объемного содержания в ней УВ С_{a п n} и по величинам V_ж, V_г и С_{a п n} узнают газовую насыщенность ПЖ q.

ДНД устанавливается в желобе буровой, через него протекает часть ПЖ с расходом Q_д из ПЖ непрерывно извлекается ГС, которая разбавляется воздухом и в виде газо-воздушной смеси под действием вакуума транспортируется в АГКС с постоянным расходом Q_rn. Газовая смесь АГКС или АГИС подвергается анализу с определением суммарных показаний Г_сум (только в АГКС) и объемных содержаний УВ в ГС С_an 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 у_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 м_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 м_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 щ_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 щ_ж измеряют по условиям фильтрации ПЖ через круглый бумажный фильтр Ш 75 мм., под действием давления или вакуума. Обычно при бурении щ_ж определяют с помощью прибора ВМ-6, работающего при перепаде давления 0,1 МПа. За величину щ_ж принимают количество жидкости, профильтровавшейся через фильтр за 30 мин. Под статическим напряжением сдвига (СНС) подразумевают способность ПЖ удерживать в себе частицы выбуренной горкой породы (шлама) и пузырьки свободного газа и проникать в поры и трещины горных пород. СНС в практике бурения измеряют с помощью ротационного пластового мера СНС-2 - прибора эпизодического действия.

Процентное содержание песка используется для контроля качества ПЖ и индикации вскрытия гранулярных коллекторов. Определение этого параметра осуществляется с помощью отстойника ОМ-2.

Фоновая (исходная) газовая насыщенность ПЖ является важным параметром, в существенной мере определяющим возможности газовое каротажа. При рассмотрении газовой насыщенности ПЖ, измеряемой техническими средствами газового каротажа, следует иметь в виду чрезвычайную неоднородность газовой насыщенности ПЖ на «выходе» скважины, связанную с центрифугированием ПЖ в скважине. Поэтому для повышения достоверности определения газовой насыщенности ПЖ, эвакуируемой из скважины, необходимо увеличить представительность дегазируемых проб ПЖ - для ДНД увеличивать объем дегазируемой порции ПЖ V_ж, для ДНД - увеличивать расход ПЖ через дегазатор Q_д.

Для улучшения свойств промывочных жидкостей, приготовленных на глине, их часто обрабатывают добавками различных реагентов: щелочных - углещелочного, торфощелочного и каустической соды, а также не щелочных спиртовой барды и карбоксиметилцеллюлозы, которые часто добавляют вместе со щелочами. Эти реагенты добавляются в ПЖ для улучшения технологи» бурения: увеличения скорости бурения и срока нахождения долота на забое (уменьшения износа долота), улучшения состояния ствола скважины и снижения плотности ПЖ для уменьшения поглощений. С этой же целью часто в ПЖ добавляют сырую нефть и применяют в качестве ПЖ растворы, состоящие из воды, нефти и эмульгатора. Добавки нефти в ПЖ и бурение на разных растворах снижают эффективность газового каротажа.

Для предотвращения обвалов, а главное, нефтяных и газовых проявлений и выбросов проводят утяжеление ПЖ - повышенно ее плотности с помощью добавок большой плотности: гематита, магнезита, барита и др.

7. Аппаратура газового каротажа

Дегазаторы.

В качестве ДЭД при газовом каротаже скважин применяются термические, вакуумные и термические вакуумные дегазаторы.

Рис. 1. - Схема термические вакуумного дегазатора ТВД-5М:



ТВД-5М состоит из пробоотборника 10 объемом V_ж - 0,25 л., сосуда 1 для подогрева воды с электронагревательным элементом 2, сосуда 3 для холодной воды, сосуда-дегазатора 4, приемного сосуда 6, напорного сосуда 7, кранов 5 и 9 и вакуумметра 8. Для дегазации пробы ПЖ сосуды 1 и 3 заполняются водой, а сосуд 7 - солевым раствором. Пробоотборник 10 подключают через нижний штуцер к сосуду 1, а через верхний штуцер - к сосуду-дегазатору 4.

В сосудах 4, 6 и 7 создают вакуум, который контролируют по вакуумметру 8, и включают электронагревательный элемент 2 сосуда 1. Когда вода в сосуде 1 закипит, через пробоотборник 10 пропускают кипящую воду. В результате проба ПЖ интенсивно кипит и дегазируется. Затем из сосуда 3 в сосуд 4 подается холодная пода до заполнения сосуда 4.

Извлеченная из пробы ПЖ газовая смесь ГС_п переводится холодной водой из сосуда 4 в сосуд 6, где определяется ее объем V_г в см³. При этом сосуд 6 заполняется солевым раствором до метки 100 см³.

Извлеченная из дегазатора ГС_п подается на компонентный анализ, где определяются объемные содержания углеводородов С_апn и водорода Сн, в ГС_п и по этим величинам и V_ж и V_г по формуле находится газовая насыщенность ПЖ.

ПД состоит из корпуса 4 рабочей камеры, выполненного из нержавеющей стали и смонтированного на пенопластовых поплавках 6, на которых он плавает в потоке ПЖ в желобе 5.

ПД устанавливается у устья скважины и фиксируется в желобе с помощью растяжек 7.

Монтаж дегазатора на поплавках обеспечивает постоянство положения рабочей камеры ПД относительно уровня ПЖ в желобе, т. е., постоянство отношения дегазируемого объема ПЖ к объему газовой фазы в рабочей камере дегазатора.

Нижняя часть корпуса ПД открыта спереди.



Рис. 2. - Поплавковый дегазатор (ПД):

Внутри корпуса перпендикулярно к направлению потока ПЖ смонтированы перегородки с прорезями, благодаря чему происходит дробление потока ПЖ и некоторое увеличение контакта поверхности дегазируемой ПЖ с воздухом в рабочей камере дегазатора. В передней части корпуса имеется козырек с отверстиями для доступа воздуха в рабочую камеру. Сверху на корпусе имеется ловушка-отстойник 3 со штуцером для подачи ГС из дегазатора в газо-воздушную линию (ГВЛ) ЛГКС и транспортировки ГС в ЛГКС под действием вакуума, создаваемого вакуум-насосом ЛГКС.

Суммарные газоанализаторы.

Принципиальные электрические схемы пульта суммарного газоанализатора ПГА с термохимическим детектором станции АГКС 65 и с катарометром станции АГКС-4АЦ показаны на рис. 3.

ПГА с термохимическим детектором (рис. 3) рассчитан на регистрацию Г_сум в основном (Г_сум.о) и затрубленном (Г_сум.з) масштабах, а также суммарного содержания в ГС тяжелых (выше этапа) УВ Г_т.сум в основном и затрубленном масштабах.

Измерение Г_сум производится с помощью мостовой схемы постоянного тока, образованной чувствительными элементами R1 и R2, резисторами R10 и R13 и реохордом R11. Напряжение питания моста для измерения Г_сум устанавливается с помощью переменного резистора R15 по вольтметру ИП1. В измерительную диагональ моста последовательно включены потенциометры R5 и R6. Напряжение, пропорциональное величине Г_сум.з, снимается с потенциометра R5, им же регулируется масштаб записи кривой Г_сум.з. Напряжение, пропорциональное величине Г_сум.о, снимается с последовательно включенных потенциометров R5 и R6, масштаб записи Г_сум.о регулируется с помощью потенциометра R6.

Измерение Г_т.сум производится при срабатывании реле Р1. При этом в описанный мост вместо реохорда R11, шунтированного резистором R12, включается реохорд R12 шунтированный резистором R11. Одновременно последовательно с переменным резистором R15 включается переменный резистор R14, с помощью которого напряжение питания моста устанавливается равным 1,3 В.

Такая схема позволяет проводить раздельную балансировку моста при различных напряжениях питания. В зависимости от положения переключателя ВЗ величина Г_т.сум снимается с потенциометров R5-R6 при записи в основном масштабе или с потенциометра R5 при записи в загубленном масштабе. При регулировании схемы с помощью переключателя В4 в измерительную диагональ моста может быть включен микроамперметр ИП2 с основной и затрубленной шкалами.

Суммарный газоанализатор с катарометром (рис. 3) рассчитан на регистрацию Г_сум.з, Г_сум.о и Г_пр. Мост для измерении Г_сум образован чувствительными элементами R6 и R7 и резисторами R3, R4, R8, реохордом R2 для точной балансировки моста и резисторами R13 - R23, вводимыми в схему переключателем В2 для грубой балансировки моста. В измерительную диагональ моста включен делитель напряжения R9 - R12. С него с помощью переключателей В4 и В5 снимаются напряжения, пропорциональные Г_сум.з и Г_сум.о. Напряжение питания моста регулируется переменным резистором R1, с помощью которого обеспечивается нагрев нити чувствительного элемента до требуемой температуры. С помощью переключателя ВЗ микроамперметр ИП может быть подключен к измерительной диагонали моста для контроля измеряемого сигнала или в качестве вольтметра для контроля напряжения питания моста.

В обоих газоанализаторах один чувствительный элемент находится в рабочей камере Детектора, через которую протекает анализируемая ГС, а другой - в компенсационной камере, через которую протекает воздух. Мосты газоанализаторов балансируют при пропускании через рабочую камеру детектора воздуха.

Газовоздушные схемы обоих ПГА обеспечивает очистку ГС, поступающей из ДНД, и регулирование расхода ГС через рабочую камеру газоанализатора, который для ПГА с термохимическим детектором поддерживается равным 500 см³/мин, а для ПГА с метром - 50 см³/мин. Расход ГС регулируется с помощью вентилей по специальным ротаметрам.

В последние годы суммарный газовый анализ вытесняется компонентным газовым анализом.

Так, станции ЛГКС-65 в которой компонентный анализ проводился только эпизодически на отдельных точках разреза скважины, величина Г_сум, определяемая ПГА с термохимическим детектором, являлась основным параметром, используемым для прогнозной оценки характера насыщения пласта.

В станции АГКС-4ЛЦ, оснащенной аппаратурой высокочувствительного компонентного анализа по стволу скважины, величина Г_сум, определяемая ПГА с метром, используется только в качестве индикационного параметра для выделения перспективных на нефть и газ интервалов в разрезе скважины, а прогнозная оценка характера насыщении пласта проводится по данным компонентного анализа.

В новой системе АГКС-5/АГИС-2, оснащенной аппаратурой для высокочувствительного компонентною анализа по стволу скважины и электронным вычислителем, аппаратура суммарного газового анализа вообще отсутствует и Г_х.сум определяется вычислителем по данным компонентного анализа.

Рис. 3. - Электрическая схема суммарного газоанализатора:

Где:

«А» с термохимическим детектором станции АГКС-65.

Выключатели и переключатели:

В1 - «питание»;

B2 - чувствительных элементов «камера 1, камера 8»;

В3 - Записи Г_т.сум, Г_т.сум: 1:1, 1:10 - измерительного канала «микр.: запись 1:1, 1:10»;

В5 - напряжения питания моста «2,2 В, 1,3В».

Переменные резисторы:

R5- масштаба записи Г_сум.з «1:10»;

R6 -масштаба записи Г_сум._o «1:1»;

R11 - «нуль 2,2 В»;

R12 - «нуль 1,3 В»;

R14 - «уст. напряжения 1,3 В»;

R15 - «уст. напряжения 2,2 В».

«Б» с метром станции АГКС-4АЦ.

Выключатели и переключатели:

В1 - «питание»;

В2 - «уст. нуля, грубо»;

ВЗ - «напряжение, ток баланса»;

В4 - «масштаб, Г_сум.з 1:5, 1:25, 1:100»;

В5 - «масштаб, Г_сум.о 1:1, 1:5, 1:25, 1:100».

Переменные резисторы:

R1 - «напряжение»;

R2 - «уст. нуля; точно».

8. Хроматограф

В настоящее время наиболее эффективной модификацией газового каротажа является компонентный газовый каротаж, связанный с определением изменения по стволу скважины содержания УВ в ПЖ. Этот компонентный газовый каротаж и в России и за рубежом сводится к непрерывной дегазации ПЖ с помощью ДНД с получением ГС и проведением высокочувствительного компонентного анализа ГС на содержание УВ методом газовой хроматографии.

Метод газовой хроматографии основан на различной скорости прохождения каждого компонента УВ в ГС через слой сорбирующего вещества при его промывании потоком газа- носителя, инертного для детектора. Вследствие различия скоростей прохождения через сорбирующее вещество (сорбент) каждый компонент УВ удерживается в нем различное время и из сорбента последовательно выделяются в потоке газа-носителя компоненты УВ в ГС, которые поступают на детектор, определяющий их объемное содержание в газе-носителе.

Рис. 4:

При регистрации показаний детектора в функции времени записывается непрерывная кривая с рядом пиков, площади Fn которых характеризуют объемное содержание отдельных компонентов УВ в анализируемой ГС (рис. 4).

Такая кривая называется хроматограммой.

Для проведения эффективного компонентного газового каротажа по стволу скважины газокаротажный хроматограф должен обеспечить выполнение следующих технических требований:

а) регистрацию результатов компонентного газового каротажа не в виде хроматограмм, показанных на рис. 4, а в виде кривых параметров, пропорциональных величинам С_an, зарегистрированных в масштабе исправленных глубин;

б) экспресс анализы ГС, которые бы исключили пропуски НГП на диаграмме компонентного газового каротажа при повышенных скоростях бурения;

в) чувствительность к УВ, исключающую пропуск НГП системой «ДНД-ХГ» даже при неблагоприятных геолого-технических условиях;

г) регистрацию величин, пропорциональных С_an, в необходимом динамическом диапазоне.

9. Определение производных параметров газового каротажа по данным компонентного газового анализа

Определение производных параметров газового каротажа по данным компонентного газового анализа (С_an, С_on, Г_x.сум, Г_х.пр, С_nm и индекса I_кг) в АГИС может проводиться с помощью специализированных счетно-решающих электронных устройств (блока интегратора, блока идентификации анализируемых компонентов и вычислителя производных параметров газового каротажа) или бортовой микро-ЭВМ, заменяющей все или часть специализированных счетно-решающих устройств. Блок интегратора (БИ) предназначен для определения площадей пиков хроматограммы F_n, также времен начала t_Hn, экстремальной точки t_эn и конца t_kn пиков необходимых для идентификации анализируемых УВ, выдачи величин F_n, и t_э.n в двоично-десятичном коде в блок идентификации анализируемых компонентов (БИАК) и фиксации F_n и t_э.n на цифропечатающей машинке (ЦПМ).

...