§ 28. 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 углеводородных газов (УВ). В процессе бурения газ из пор нефтегазосодержащих пород поступает в циркулирующую по стволу скважины промывочную жидкость (ПЖ) и выносится на поверхность, где подвергается анализу
на содержание газообразных УВ, значительная часть которых состоит из УВ предельного (СnН2n+2) типа: метана СН4 (наиболее легкого и распространенного из УВ) и так называемых тяжелых газообразных УВ — этана С2Н6, пропана СзН8, бутана С4Н10, парообразных УВ — пентана C5H12 и гексана С6Н14. В дальнейшем УВ предельного типа будем сокращенно обозначать Сn, от метана до гексана C1—С6. Природный и попутный газы содержат также УВ непредельного типа СnН2n, изосоединения iСnН2n+2 и некоторые неуглеводородные газы — двуокись углерода С02, азот N и др. Однако для изучения нефтегазосодержания пластов информативными являются предельные углеводороды.
Основные технологические параметры, измеряемые при газовом каротаже
При газовом каротаже измеряется следующий комплекс параметров, характеризующих режим бурения: t1, Qвыx, Qвх, Qп и Ep. t1 - продолжительность бурения 1 м скважины (в мин/м), величина обратная скорости бурения vб (в м/ч):
По величине t1 определяют длину ствола скважины, приходящуюся на единицу времени бурения. Полученные данные используют для построения кривой изменения продолжительности бурения (скорости бурения) с глубиной, называемой кривой механического каротажа.
Кривая t1 в значительной мере зависит от состояния бурового инструмента и режима бурения и отражает крепость разбуриваемых пород. По кривой продолжительности бурения в разрезе достаточно уверенно выделяют слабосцементированные породы-коллекторы и крепкие, плотные породы. Этим объясняется корреляция кривой t1 с диаграммами ГИС (КС, ПС, НГК и др.), что способствует совмещению по глубине газокаротажных диаграмм с диаграммами ГИС.
Qвыx — расход промывочной жидкости — характеризует объемную скорость ПЖ (в л/с), поступающей из скважин на «выходе». По изменению величины Qвыx по стволу из скважины в процессе бурения судят о поглощении ПЖ пластом, а следовательно, о вскрытии проницаемых пластов или интервалов поглощения.
Qвx — расход ПЖ на «входе» — определяется производительностью буровых насосов в л/с, соответствует паспортным данным насосов. Эта величина изменяется в небольших пределах.
Qп — дифференциальный расход (производительность насоса) ПЖ в скважине в л/с: Qп = Qвыx—Qвx.
Ер — коэффициент разбавления — характеризует количество промывочной жидкости, которое приходится на единицу объема выбуренной породы (в м3/м3) и определяется из соотношения
где dн — номинальный диаметр скважины в см. В зависимости от геолого-технических условий Ер изменяется в пределах 50—4000 м3/м3.
Параметры, характеризующие газо- и нефтесодержание пластов
Для определения параметров, характеризующих газо- и нефтесодержание пластов, из промывочной жидкости (глинистого раствора), поступившей на поверхность в желоб буровой, извлекают часть газа (дегазируют его).
ДЕГАЗАЦИЯ И АНАЛИЗ ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ
Эти операции производятся непрерывно в процессе бурения и выполняются с помощью дегазаторов непрерывного действия (ДНД), которые работают на различных принципах: понижении давления над раствором (созданием вакуума); подогреве; механическом воздействии; дроблении потока ПЖ; на нескольких средствах одновременно. Дегазатор устанавливают в желобе на поплавках вблизи устья скважины. При этом из ПЖ извлекается часть газа, которая, смешиваясь с воздухом, образует так называемую газовоздушную смесь (ГВС).
В зависимости от интенсивности дегазации промывочной жидкости из нее выделяется большая или меньшая часть газа и осуществляется различная «глубина» (степень) дегазации. Применяемые дегазаторы извлекают относительно небольшое количество газа. Степень дегазации ПЖ исчисляется сотыми и десятыми долями процента, и только с помощью дегазатора непрерывного действия с интегрирующим контуром и многократной циркуляцией, входящего в комплект автоматической газокаротажной станции АГКС-4АЦ, дегазация достигает нескольких процентов (2—5 %).
Для определения основных параметров, характеризующих газо- и нефтесодержание пластов, выполняются следующие операции: непрерывный анализ газовоздушной смеси для определения суммарного содержания в ней углеводородных газов Гсум и приведенных газопоказаний Гпр, а также покомпонентный анализ на содержание в пласте предельных углеводородных газов С1—С6 (компонентный газовый каротаж).
Для определения суммарного содержания углеводородных газов Гсум служат различные газоанализаторы: термохимический Х2-2М, основанный на изменении сопротивления чувствительного элемента от теплоты, выделяемой при каталитическом сжигании горючих газов, содержащихся в потоке газовоздушной смеси; пламенно-ионизационный хроматограф — ХГ—1Г. Последний применяется в современных АГКС для непрерывного суммарного определения УВ в ГВС.
Работа пламенно-ионизационного детектора основана на ионизации молекул УВ 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 УВ, происходят ионизация их молекул и резкое увеличение электропроводности пламени, что ведет к увеличению силы тока. Пламенно-ионизационные газоанализаторы не чувствительны не только к водороду, но и к другим неуглеводородным газам, часто присутствующим в природных газах (окись углерода, углекислый газ, сероводород, азот). Пламенно-ионизационные детекторы обладают высокой стабильностью в работе, широким диапазоном измерений концентраций УВ (от 0,001 до 60 %). О концентрации углеводородных газов в газовоздушной смеси судят по величине тока, регистрируемой самопишущим потенциометром.
Для количественного перехода от измеряемой силы тока к процентному содержанию УВ в ГВС, пропускаемой газоанализатором, последний подвергается калибровке. Полученные данные обрабатываются и привязываются к истинным глубинам, соответствующим поступлению в скважину анализируемых УВ из разбуриваемого пласта, и служат для построения диаграмм суммарных газопоказаний Гсум. По диаграммам определяют суммарное содержание УВ (в %) в ГВС, отбираемой из дегазатора.
По величине Гсум (в %) оценивается газонасыщенность промывочной жидкости q, поступающей из скважины; q соответствует объему УВ, содержащихся в единице объема ПЖ (в см3/л),
где kдг — коэффициент дегазации, определяемый в % периодической калибровкой аппаратуры (дегазатора-газоанализатора).
Значения Гсум и q зависят не только от газо- или нефтесодержания пластов, но и от типа дегазатора, скорости движения ГВС, способности ПЖ к дегазации и режима бурения скважин в целом.
Приведенные газопоказания Гпр соответствуют приведенному к нормальным условиям объему газа, содержащегося в единице объема пласта, вскрываемого скважиной. Гпр, будучи свободным от влияния режима бурения, более тесно, чем Гсум, связано с газосодержанием пласта. Между величинами Гпр (в м3/м3) и Гсум существует зависимость
