43. Исследование скважин в процессе бурения: газовый каротаж; экспресс-анализ каменного материала.

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Комплекс геохимических исследований скважин включает газовый каротаж, применяемый в двух вариантах: в процессе бурения и после бурения. Геолого-технологические исследования скважин заключаются в сборе и обработке комплексной геологической, геохимической, геофизической и технологической информации. Основными объектами информации являются промывочная жидкость, шлам, параметры гидравлической и талевой системы буровой установки и др.

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, Q_выx, Q_вх, Q_п и E_p. t₁ - продолжительность бурения 1 м скважины (в мин/м), величина обратная скорости бурения v_б (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.

Q_выx — расход промывочной жидкости — характеризует объемную скорость ПЖ (в л/с), поступающей из скважин на «выходе». По изменению величины Q_выx по стволу из скважины в процессе бурения судят о поглощении ПЖ пластом, а следовательно, о вскрытии проницаемых пластов или интервалов поглощения.

Q_вx — расход ПЖ на «входе» — определяется производительностью буровых насосов в л/с, соответствует паспортным данным насосов. Эта величина изменяется в небольших пределах.

Q_п — дифференциальный расход (производительность насоса) ПЖ в скважине в л/с: Q_п = Q_выx—Q_вx.

Е_р — коэффициент разбавления — характеризует количество промывочной жидкости, которое приходится на единицу объема выбуренной породы (в м³/м³) и определяется из соотношения

где d_н — номинальный диаметр скважины в см. В зависимости от геолого-технических условий Е_р изменяется в пределах 50—4000 м³/м³.

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 Г_сум и приведенных газопоказаний Г_пр, а также покомпонентный анализ на содержание в пласте предельных углеводородных газов С₁—С₆ (компонентный газовый каротаж).

Для определения суммарного содержания углеводородных газов Г_сум 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 Г_сум. По диаграммам определяют суммарное содержание УВ (в %) в ГВС, отбираемой из дегазатора.

По величине Г_сум (в %) оценивается газонасыщенность промывочной жидкости q, поступающей из скважины; q соответствует объему УВ, содержащихся в единице объема ПЖ (в см³/л),

где k_дг — коэффициент дегазации, определяемый в % периодической калибровкой аппаратуры (дегазатора-газоанализатора).

Значения Г_сум 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 Г_пр соответствуют приведенному к нормальным условиям объему газа, содержащегося в единице объема пласта, вскрываемого скважиной. Г_пр, будучи свободным от влияния режима бурения, более тесно, чем Г_сум, связано с газосодержанием пласта. Между величинами Г_пр (в м³/м³) и Г_сум существует зависимость

С помощью компонентного анализа ГВС определяют (в %) относительное содержание в пласте предельных углеводородов: метана C₁, этана С₂, пропана С₃, бутана С₄, пентана C₅, гексана С₆. Анализ осуществляется с помощью газо-адсорбционной хроматографии, где в качестве сорбентов применяют высокодисперсные твердые вещества, обладающие большой удельной поверхностью и высокой адсорбционной способностью (силикагель, алюмогель, активированный уголь и др.). Разделение газовой смеси на индивидуальные компоненты достигается в результате их различной адсорбционной способности, обусловленной их молекулярной массой и температурой кипения. Наименьшей адсорбционной способностью обладает метан, который практически не сорбируется. Остальные компоненты поглощаются адсорбентом в следующей последовательности: этан, пропан, бутан, пентан и гексан. Каждый компонент газовой смеси с различной скоростью проходит через слой сорбирующего вещества при обдувании его потоком газоносителя. В сорбенте компоненты удерживаются некоторое время, различное для каждого компонента, и последовательно поступают в газоноситель. В результате анализируемая ГВС в разделительной колонке превращается в поток бинарных смесей газоносителя с одним из углеводородных компонентов (метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан), разделенных во времени. Этот поток подается на газоанализатор, подключенный к регистрирующему прибору, фиксирующему газопоказания во времени.

В первых газокаротажных станциях компонентный газовый анализ проводился эпизодически для отдельных точек в разрезе скважины. В результате получали хроматограмму — последовательность пик, записанных в масштабе времени, разделенных минимумами. Площадь каждой пики на хроматограмме пропорциональна содержанию компонента С_nН_2n+2 (в процентах) анализируемой смеси. Измерения ведутся в милливольтах на секунду (мВ·с) (рис. 98). Полученная хроматограмма, зарегистрированная в течение определенного отрезка времени (несколько минут), характеризует результаты одного анализа (одной точки разреза скважины).

В автоматической станции АГКС-4АЦ вместо точечной регистрации осуществляется фиксация динамики изменения величин С_nН_2n+2 или величин, изменяющихся пропорционально им по стволу скважины, а именно экстремальных значений каждой пики хроматограммы А₁, ..., A₆. По результатам компонентного анализа в ГВС определяют следующие параметры: С_аn, С_on, С_nm, Г_х.сум, Г_х.пр, I_кг, F_г и F_нг.

С_аn — объемная, или абсолютная, концентрация n-го УВ в %, характеризует объемное содержание n-го УВ в ГВС:

где k_чn — коэффициент чувствительности аппаратуры компонентного анализа (хроматографа) к n-му УВ в %; А_n—амплитуда пика, соответствующего n-му УВ на хроматограмме.

С_оn — относительная концентрация n-го УВ в %, характеризует относительное объемное содержание n-го УВ в ГВС:

где m — число анализируемых УВ (обычно m = 6).

С_nm — флюидный коэффициент, показывающий отношение объемных содержаний n-го (с большими величинами С_аn) и m-го (с малыми величинами С_аm) УВ в ГВС: С_nm =nm/С_аm. Флюидные коэффициенты используют для прогнозирования нефтегазоносных пластов до их вскрытия скважиной.

Г_{х. сум} — суммарное содержание УВ в ПЖ в % (индекс «х» означает — по данным компонентного анализа на хроматографе):

где k_иn — компонентные коэффициенты извлечения УВ в долях (обычно постоянные для данного района). Г_х.сум и C_nm зависят не только от нефтегазосодержания пласта, но и от режима бурения скважины.

Г_х.пр — приведенные к нормальным условиям газопоказания по результатам компонентного анализа в м³/м³, характеризуют объем УВ в единице объема вскрытой части пласта:

I_кг — индекс компонентного состава газа в пласте в усл. ед., предназначен для разделения пластов на газо-, нефте-, водосодержащие.

F_г — остаточное кажущееся газосодержание пласта в %, характеризует суммарный объем УВ, содержащихся в пластовых условиях в единице объема вскрытой части пласта, предназначено для разделения газосодержащих пластов на газоносные и водоносные:

где α_г— коэффициент сжимаемости газа, зависящий от относительной (по воздуху) плотности газа δ_г; Т — температура пласта в К; p_п — пластовое давление в МПа.

F_нг — остаточное кажущееся нефтегазосодержание пласта в %, характеризует суммарный объем нефти с растворенными в ней УВ, содержащейся в пластовых условиях в единице объема вскрытой части пласта:

где В_н — коэффициент увеличения объема нефти от растворения в ней газа в пластовых условиях, рассчитывается по приближенной формуле Apпса В_н= 1,05+1,66·10^-4Н; Н — в м; G — газовый фактор нефти в м³/м³ (объем газа, содержащегося в единице объема нефти, приведенный к нормальным условиям). Формула (IX.9) запишется

При газовом каротаже очень важно правильно привязывать результаты анализов к глубинам поступления газообразных углеводородов из пласта в скважину.

Полученные на поверхности газопоказания должны быть отнесены (привязаны) к той глубине скважины, при которой промывочная жидкость (соответствующая ей порция) находилась на забое в момент вскрытия пласта. Для этого необходимо учитывать время, в течение которого промывочная жидкость поднималась по затрубному пространству от забоя до устья, и время движения газовоздушной смеси от дегазатора к газоанализатору. Последнее определяется легко. Затруднения возникают при вычислении времени движения жидкости от забоя до устья скважины. Это время, называемое в практике газового каротажа отставанием, непрерывно изменяется в процессе бурения в зависимости от многих факторов: глубины и конструкции скважины, производительности и количества работающих насосов и т. д. Величина отставания определяется углублением скважины за время подъема ПЖ с забоя до устья скважины. (В случаях поглощения раствора возможны пропуски отдельных интервалов, иногда продуктивных). При использовании автоматических газокаротажных станций (АГКС) различают: действующую глубину Н_д (в м) — глубину бурящейся скважины, отмечаемую глубиномером АГКС в момент проведения газокаротажного измерения; истинную глубину Н_и (в м) — глубину, к которой следует отнести результаты измерений. При определении параметров, характеризующих газо- и нефтесодержание (Г_сум, Г_пр, А_n, G_an, С_оn, С_nm, Г_{х. сум}; Г_{х. пр}, I_кг, F_г, F_нг), связанных с анализом порций ПЖ, несущих пластовые углеводородные газы, величины Н_д больше Н_и. При измерении параметров, характеризующих технологию проводки скважины (Q_вых, Q_вх, Q_п, t и Е_р), Н_д и Н_и равны.

Разница между действующей и истинной глубинами, так называемая величина отставания по глубинам,

ΔН— соответствует приращению глубины забоя (в м) за время, в течение которого порция анализируемого ПЖ поднимается по затрубному пространству от точки поступления углеводородного газа из пласта до устья скважины:

где t_oт — время отставания в мин (переменная величина), в течение которого порция промывочной жидкости перемещается от забоя до устья скважины. Согласно определению,

где V_c — объем промывочной жидкости, равный объему затрубного пространства в м³.

При использовании АГКС для определения глубины удобно пользоваться продолжительностью бурения 1 м ствола скважины t₁ = 60(1/v_б) в мин/м.

На основании совместного решения уравнений (IX.11— IX.13) истинная глубина

Объем V_c определяют, как правило, экспериментально, измеряя объем промывочной жидкости, поступающей из скважины, и используя индикатор (например, бензин).

Станцией АГКС-4АЦ параметры Г_сум и Г_пр регистрируются в аналоговой форме в масштабе глубин 1:500 и 1:200. Параметры Q_вых, tu Е, а также амплитуды пик углеводородных газов на хроматограмме А₁—А₆ регистрируются как в аналоговой, так и в цифровой форме для непосредственного ввода в ЭВМ параметров, характеризующих газо- и нефтегазосодержание пластов.

Регистрация каротажных параметров производится прерывисто (дискретно) с шагом квантования по глубинам (обычно через 0,25; 0,5 или 1 м). Такая методика связана с тем, что при низких скоростях бурения скважин скорость изменения параметров весьма мала и непрерывная регистрация изменения параметров в функции глубины в масштабах 1:500 и 1:200 практически невозможна. Преобразование сигналов действующих глубин Н_кд в сигналы истинных глубин Н_ки с выбранным числом квантования в заданном масштабе производится с помощью «запоминающего» устройства с учетом переменного интервала времени отставания t_oт (в мин) и соответствующего объема глинистого раствора Vc (м³).

Границы аномалий по кривым газового каротажа устанавливают в точках, соответствующих началу роста величин Г_сум и Г_пр относительно уровня фоновых значений Г_{сум. ф} и Г_{пр. ф} во вмещающих породах. Фоновые газопоказания обусловлены некоторым содержанием газа, поступившего в ПЖ из пробуренных пластов, а также вносимого глиной, на которой приготовлен раствор. Газовыми аномалиями, подлежащими выделению и дальнейшему изучению, являются те из них, газопоказания которых в 2 и более раза превышают фоновые. Для уточнения глубин диаграммы газового каротажа кривые ГИС после окончания бурения сопоставляются (коррелируются) между собой. Границы продуктивных пластов корректируются с учетом специфики выделения границ газовых аномалий и границ пластов-коллекторов по геофизическим данным.

На основании непрерывного анализа шлама и ПЖ на углеводородосодержание производится выделение продуктивных пластов в скважине. Суммарный объем газа, извлекаемого из ПЖ, и его компонентный состав непрерывно регистрируются на диаграммах. В некоторых информационных системах предусмотрены сплошной отбор керна в продуктивной зоне и его детальное изучение. Нефть и твердые битумы обладают свойством люминесцировать под воздействием ультрафиолетовых лучей, поэтому с помощью автоматического пробоотборника промывочную жидкость и шлам направляют в детектор нефти, снабженный источником ультрафиолетового света. По форме люминесцирующего пятна приблизительно оценивают степень битумосодержания. При большом содержании битумов наблюдается люминесцирующее пятно, при среднем — кольцо, при малом битумосодержании — отдельные точки. По цвету свечения в общих чертах можно судить о качественном составе битумов. Светло-голубое или голубое пятно соответствует маслянистому битуму, желтое с бурым оттенком — смолистому, бурое, бурое с коричневым оттенком — асфальтовому.

Информация, которую несут промывочная жидкость и шлам, поступает с задержкой (отставанием) во времени. В результате действующая глубина Н_д к моменту поступления промывочной жидкости к устью скважины и выносу шлама не соответствует истинным глубинам залегания пластов, из которых получены данные — образец шлама или порция ПЖ.

Привязка шлама к истинным глубинам производится с учетом времени не только перемещения ПЖ в затрубном пространстве скважины, но и осаждения частицы шлама в самой ПЖ. Скорость осаждения (седиментации) частиц пород вычисляется по формуле Риттингера

где К_ф — коэффициент пропорциональности, зависящий от формы частиц шлама; d — диаметр шара, масса которого равна массе частицы неправильной формы, в см; δ_п и δ_с — плотности соответственно породы и промывочной жидкости в г/см³.

Согласно (IX. 17), скорость осаждения шлама зависит от размеров частиц: более мелкие частицы опережают более крупные. Поэтому единовременно отобранная порция шлама содержит частицы различных размеров, относящихся к пластам, залегающим на разных глубинах. В связи с этим для сбора шлама используют автоматический шламоотборник, дающий возможность отбирать шлам раздельно по фракциям соответственно до 3, от 3 до 5 мм и более. Каждая порция фракции автоматически маркируется в соответствии с сигналами исправленных глубин Н_{исп. ш} и Н_{исп. п} для шлама и породы. Для этого через заданные интервалы истинных глубин экспериментально или расчетным путем находят объем затрубного пространства скважины для n-фракции V_cn. Значение V_cn определяют чаще всего экспериментально, измеряя объем ПЖ, поступившей из скважины за среднее время перемещения частиц данной габаритной фракции шлама.

Преобразование сигналов действующих глубин Н_{д. ш} и Н_{д. п} для каждой порции шлама Н_иш и породы Н_и.п в истинные проводится с помощью многоканального запоминающего устройства АГКС с учетом времени перемещения из скважины объемов ПЖ V_cn.