§ 68. Метод акустического телевидения

Акустический телевизор предназначен для детального иссле­дования поверхности стенок незакрепленных и крепленых скважин с помощью фотографий изображения стенок скважин, получаемого посредством регистрации амплитуд отраженных высокочастотных упругих волн на экране кинескопа.

От ультразвукового излучателя перпендикулярно к поверх­ности стенки скважины посылается кратковременный импульс упругих колебаний частотой 1,5—2,0 кГц. Достигнув стенки скважины, упругие колебания частично отражаются и посту­пают на приемник. Амплитуда отраженных колебаний прямо пропорциональна волновому сопротивлению неоднородностей стенкн скважины и обратно пропорциональна величине коэффи­циента затухания сигнала в заполняющей скважину жидкости. Значения амплитуд отраженного ультразвукового импульса не­сут основную информацию о стенке скважины.

В скважинном акустическом телевизоре (CAT) используется ньезокерамнчсский преобразователь, который работает в им­пульсном режиме, выполняя поочередно функцию излучателя колебаний высокой частоты и во временных окнах между по­сылками импульсов упругих колебаний — функцию приемника ультразвуковых волн, отраженных от стенки скважины. В сква­жинном телевизоре ньезокерамнчсский излучатель-приемник, по­мещенный в акустический отсек прибора, вращается вокруг про­дольной оси скважинного прибора с частотой 3—4 об/с в мас­ляной среде. За одни оборот посылается около 1000 импульсов ультразвуковых колебаний. Усиленные сигналы с приемника по линии связи поступают в наземную аппаратуру, где на экране электронно-лучевой трубки (ЭЛТ) высвечивается изображение стенкн скважины и фотографируется на фотопленку, движу-

ЕЕЭ' Рйг> ЕЗ* Ш* ЕШ* шш*

Рис. 129. Пример литологнческого расчленения разреза скважины по дан­ным акустического телевизора в комплексе с методами ГИС.

/ — песчаник нефтеносный; 2 — песчаник водоносный; 3 — чистый известняк; * —глини­стый известняк; 5 — алевролит; С — глнна 1дуюся согласно записи масштаба глубин. Длительность раз­вертки ЭЛТ соответствует времени одного оборота луча.

Изображение отраженной стенки скважины по первому витку высвечивается в виде одной строки переменной яркости в зависимости от амплитуд отраженных волн на экране кине­скопа ЭЛТ. Сечение скважины в горизонтальной плоскости изо­бражается при этом в виде непрерывной линии, которая преоб­разуется при движении скважинного прибора в развернутое изо­бражение стенки скважины (рис. 129). Яркость высвечивания регулируется импульсом, нормированным но длительности с ам­плитудой, равной амплитуде отраженного сигнала.

Развертку ЭЛТ запускают тогда, когда излучатель-прием­ник проходит одну и ту же точку, например, в незакрепленных скважинах в направлении на север, задаваемом магнитной стрелкой. При исследованиях крепленых скважин могут исполь­зоваться гироскопические системы. Получаемые изображения стенок скважин ориентированы в пространстве (глубина и азимут).

Разрешающая способность акустического телевидения при­близительно равна длине излучаемой волны и составляет 0.8— 1,0 мм по горизонтали и но вертикали. Регистрация изображе­ний производится со скоростью передвижения скважинного при­бора— 70, 140, 280 м/ч при масштабах записи глубин 1 : 50, 1 : 100 и 1 : 200 соответственно.

Акустическим телевизором можно исследовать крепленые и незакрепленные скважины, заполненные глинистым раствором без утяжелителей плотностью до 1,25 г/см³, водой любой мине­рализации или нефтью.

Результаты исследований незакрепленных скважин позво­ляют установить наличие и местоположение в разрезе скважин трещиноватых и кавернозных, глинистых, сплошных карбонат­ных пород, каверн, желобов и следов буровых долот. Трещи­новато-кавернозные породы выделяются среди неглинистых от­ложений интенсивными потемнениями на диаграммах. Песча­ники-коллекторы выделяются умеренными потемнениями на фоне глинистых и крепких карбонатных пород. Каверны в стволе скважины и глинистые прослои вызывают усиленные потемнения записей телевизора, для однозначного определения которых привлекаются результаты других методов ГИС (см. рис. 129).

В крепленных скважинах акустический телевизор позволяет оценить состояние обсадной колонны (разрывы, смятия), число и местонахождение перфорационных отверстий и местоположе­ние муфтовых соединений.

§69 СЕЙСМОЛ\ЕТРИЯ СКВАЖИН

Сейсмометрия скважин включает пьезоэлектрический метод, интегральный акустический (сейсмический) метод, метод про­ходящих волн, вертикальное сейсмическое профилирование (ВСП). метод обращенных годографов (МОГ), метод межсква- жинного акустического просвечивания и метод отраженных волн.

Пьезоэлектрический метод. Метод основан на изучении элек­тромагнитных (пьезоэлектрических) волн, которые возникают в горных породах, содержащих мннералы-пьезоэлектрикн, под действием упругих колебаний. Значительными пьезоэлектриче­скими эффектами обладают такие минералы, как кварц, тур­малин. сфалерит, исфтелнн, киноварь и др. Пьезоэффект обна­ружен и в горных породах, в которых присутствуют эти ми­нералы.

Если на пьезоэлектрическое тело действует упругая волна с силой Р. то величина возникающего электрического заряда С? = где (I- пьезоэлектрический модуль. Пьезомодуль для различных пород изменяется от значений, близких к нулю, до сотен относительных единиц, наибольшие значения (I харак­терны для кварцевых и пегматитовых тел, с которыми могут быть связаны месторождения полезных ископаемых.

В скважинах наблюдаются электромагнитно-упругие волны и фиксируются их кинематические и динамические характери­стики. На основе кинематических характеристик (времен пер­вых вступлений пьезоэлектрических и сейсмических сигналов) определяется расстояние до изучаемого объекта. По динамиче­ским характеристикам (амплитудам и форме сигналов) уста­навливается в разрезе величина пьезоэффекта против пород и тем самым выявляются кварцевые и пегматитовые породы.

Для поисков кварцевых и пегматитовых тел в околосква- жннном пространстве используются наблюдения двух вариан­тов с помощью сейсмоэлектрической аппаратуры: 1) источник упругих колебаний размещается в одной скважине, приемники сигналов — в другой или в нескольких других скважинах (рис. 130, а\ 2) источник упругого поля находится на поверхно­сти, прием сигналов — в одной или нескольких скважинах.

Для скважинных исследований применяется аппаратура «Кварц-1» с полосой частот пропускания от 600 до 3000 Гц.

Главное назначение пьезоэлектрического метода — поиски месторождений полезных ископаемых (золота, олова, вольф­рама, слюды, пьезосырья), связанных с кварцевыми и пегмати­товыми образованиями. Пример выделения пьезоэлектрических тел в разрезе скважины приведен на рис. 131.

Дальность пьезоэлектрического просвечивания достигает де­сятков — сотен метров.

Интегральный акустический (сейсмический) метод. Приме­няется этот метод для определения времени пробега проходя­щей волны от источника О, расположенного на поверхности земли, до заданных точек скважины Си С₂,..., в которых на­ходятся приемники акустических волн (рис. 130, б). Резуль­таты исследований интегральным акустическим методом позво­ляют с достаточной точностью изучить сейсмический разрез,

найти зависимость средней скоро­сти распространения упругих волк от глубины и обнаружить тонкие отражающие или преломляющие слон геологического разреза, вскры­того скважиной, что необходимо для достоверной интерпретации данных сейсморазведки.

ЕЗ* И§⁴ Ш,Ш*

М

Рис. 131. Выделение пьезо­электрических тел в скважине по данным пьезоэлектриче­ского метода.

/ — кварц; 2 — пегматит; 3 — гра­нит; 4 — иссчано-гл инистые поро­ды; 5 — полевой шпат

етод проходящих волн. Этот метод применяется в случае, когда источник О и приемники акустиче­ских волн С1, С₂, ... расположены по разные стороны от исследуемой границы 55 (см. рис. 130, в)'. При различии упругих свойств сред, разделенных границей 55, проис­ходит преломление проходящих волн под разными углами в зави­симости от формы инородного включения. По полученным резуль­татам можно определить наличие и форму соляных штоков, интрузив­ных массивов и т. п. при отличии их упругих свойств от свойств вме­щающих пород.

Вертикальное сейсмическое про­филирование (ВСП). Отличается этот метод тем, что сейсмо- приемники С|, С₂, .... помещенные в скважину на глубину не­сколько сотен метров с целью устранения помех — поверхност­ных и кратных волн, регистрируют все колебания, возбуждае­мые источником О, расположенным на поверхности (см. рис. 130, д). В качестве источника упругих колебаний используют взрывы.

Совокупность таких записей образует сейсмограмму, на ко­торой можно проследить различные волны, распространяю­щиеся вдоль ствола скважины, и по ним определить глубины, на которых возникают вторичные волны (отраженные, прохо­дящие и др.), и тем самым связать их с определенными геоло­гическими границами 55 и упростить интерпретацию данных сейсморазведки.

Метод обращенных годографов (МОГ). Основан метод на регистрации в заданной точке С скважины отраженных волн (от некоторого участка границы 55) от последовательно воз­буждаемых источников О,, 0₂ расположенных на поверх­ности земли на разных расстояниях от устья скважины (см. рис. 130, г). Точка наблюдения С расположена выше изучаемой границы 55 и выбирается на основании результатов анализа волновой картины ВСП в интервале с наиболее интенсивными однократноотраженнымн волнами от исследуемого горизонта.

М п. п(>гп1мми,! взаимности и точке приема С времена при­нт и «• I р-1 и иной полны будут такими же, как если бы источ­ник нм \(>лн ’И н и скважине в точке приема, а сейсмоприемник — им н • " мной профиле и тех же пунктах, что и действительные

П' 11»чни позволяет относить времена прихода отражен-

щ||| ци нк,| и фиксированную по глубине точку С к соответ-

• • и \ и ми и м нм н'мнмм пунктам возбуждения 0_!( 0₂... Таким об- рм юм получаем гак называемый обращенный годограф,

• иоюрою ирсмспа регистрации волны отнесены к источникам,

I иным нм поверхности.

И р< 1\ iu.ui обработки данных МОГ получают временной

• ^ \ М< и * л обращенных годографов в комплексе с наземной

1. »*0« N011111 ниткой позволяет определять средние скорости рас-

"1"^н Ч '"ни ноли до глубины погружения приемника, просле-

М1НИМЦ. «ирллипоиию границы, исследовать нодсоляные отло- Мнчшн (>нпсынмсмыЛ метод относится к дорогостоящим мсто- ммм и1Ь момстрии скважин и применяется в исключительных

• муЧинн.

М« и» I мсжскиажинного акустического просвечивания. Этим мсюмом научается распространение упругих волн, возбуждае­мый и одной скважине и регистрируемых в другой (см. рис. 130,

• ) Мри наличии в межскважннном пространстве инородных мимючепнй ( худшими, чем у вмещающих пород, упругими свой- Пиммн, ммпрнмер карстовой иолостн в известняках, наблюда­ема «акустическая тень», которая выражается в уменьшении ими ои \ дм принимаемых сигналов в приемнике. Практически вкуппчегкое просвечивание можно проводить при расстоянии мс #к 1\ • киажнпамн ДО 150 м.

Мюкскнажинное акустическое просвечивание позволяет вы­полют. дгмльпые структурные исследования рудных тел, уточ­ник. »лсмситы «алегання отдельных горизонтов, пластов, выяв-

юны нарушения и их местоположеиис, а также обпару-

| 1И1.111. о| аельпые рудные тела при отличии их упругих свойств иг свойств вмещающих пород.

Мошд отраженных волн. Источник и приемник упругих волн НИМ1 (юно! и скважину одновременно (рис. 130, ж). Если вблизи гьм.1 кины (до 60 м) имеется геологическое тело, отличающееся но упругим свойствам от вмещающих пород, то амплитуда

• и раженного сигнала будет меньше или больше, чем при от-

• \ • Iмни нмм. Степень уменьшения или увеличения амплитуды оIр.1 /м-нной полны аавнент от соотношения величин, характсри- »> юти упругие свойства инородного включения и окружаю- 11111 \ пород.

Мечодом отраженных волн решаются те же геологические

• мдачн, что и методом межскважинного акустического просве- чннаннп

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И КОМПЛЕКСНЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ

К геохимическим методам относятся газометрия скважин, люмннесцентно-битумннологический метод и метод избиратель­ных электродов, к комплексным геофизическим исследованиям I» процессе бурения—детальный механический метод, фильтра­ционный метод, метод энергоемкости, метод давления, желоб- ная термометрия и др. Комплексные геофизические исследова­ния в процессе бурения скважин находятся в стадии промыш­ленного внедрения.

Газометрия разрезов нефтяных и газовых скважин применя­ется в двух вариантах: в процессе бурения и после бурения, »тог метод разработан советскими специалистами В. А. Соко­ловым, М. А. Абрамовичем и М. М. Бальзаминовым в 1929— 1933 гг.

Газометрнческие исследования в процессе и после бурения скважин и люминесцентно-бнтуминологический метод, относя­щиеся к прямым методам изучения разрезов скважин, имеют важное преимущество перед другими геофизическими мето­дами. Оно состоит в том, что информация о содержании в по­роде флюида поступает непрерывно уже в процессе бурения скважин. Это повышает оперативность и надежность выявления нефтегазовых залежей, определения глубины их залегания и прогнозирования характера насыщения коллекторов в комп­лексе е другими геофизическими методами.

>1 /О I А 1ПМ1 ГРИМ СКВАЖИН И 1ПМНМ ( ( I КУРЕНИЯ

Фишки химические основы газометрии скважин

Углеводородные газы нефтяных, газовых и газоконденсат-

11. ы\ месторождений имеют различный качественный и количест­венный состав (табл. 5). Так, газы нефтяных месторождений содержит до 50- 00 % метана и до 40—50 % тяжелых углево­дородов этана, пропана, бутана и парообразных углеводоро­дов иентана, гексана и др. В газовых месторождениях тяже­лых углеводородов немного (не более 2—3%), в то время как количество метана достигает 97—98 %. Более высокая концен-

1. рання тяжелых углеводородов свойственна кондеисатным зале­жам. В составе пластовых газов встречаются также сероводо­род, углекислый газ, азот, водород и другие газы. Пластовые воды гоже содержат растворенные газы. Газонасыщенность под­ъемных вод нефтегазоносных провинций колеблется от 0,5 до ¡».О м³/м^:*. Основными газовыми компонентами, растворенными

Таблица 5

Углеводородный состав однофазных залежей (по данным М. Маскета, 1953), %

Тип залежи

Компонент	Газовая	Газоконден­ сатная	Нефтяная
Метан СН4	93,5	82,0	48,0
Этан С2Нв	3.0	4,5	3,0
Пропан СяН8	2,0	3.5	2.5
Бутан СдН,0 Цента и С6Н12	1,0 0,1	4.5 1.5	2,5 2,0
Гексан С6П14	Спеды	1.0	2,0
Гептан С?Н]в и выше	—	3,0	40,0

в воде, являются азот и метан, в небольших количествах отме­чается кислород, аргон, гелий, сероводород, этан, пропан и дру­гие гомологи метана. В некоторых районах (Кавказ) в пласто­вых водах преобладает углекислый газ.

В водах, контактирующих с залежами нефти и газа, преоб­ладают углеводороды, причем вблизи нефтяных месторожде­ний заметно увеличение количества тяжелых углеводородов. Иногда состав газовой смеси, растворенной в пластовой воде, мало отличается от компонентного состава газа, выделяюще­гося из нефтеносных и газоносных пластов, контактирующих с водоносными.

Углеводородные газы в горных породах могут находиться в свободном и растворенном состоянии, в виде конденсата в во­дах и нефтях, а также в сорбированном состоянии.

Свободные и растворенные в воде углеводородные газы по составу (при прочих равных условиях) различаются незначи­тельно, поскольку коэффициенты растворимости углеводородов в воде близки. В нефти лучше растворяются тяжелые газооб­разные углеводороды, благодаря чему растворенный в нефти газ обогащен ими больше, чем свободный.

Сорбированный газ по составу заметно отличается от сво­бодного и растворенного газов. Он обогащен тяжелыми компо­нентами углеводородных газов, обладающими самыми высо­кими коэффициентами адсорбции, возрастающими пропорцио­нально увеличению молекулярной массы углеводородов (метан, этан, пропан, бутан и т. д.). Горные породы имеют разные сорб­ционные свойства по отношению к углеводородам. Например, глинами углеводороды сорбируются интенсивнее, чем песчани­ками. Глинистые частицы промывочной жидкости практически не сорбируют углеводородных газов, так как углеводороды не в состоянии вытеснить с поверхности глинистых частиц прочно связанную воду.

В процессе бурения скважин газ, нефть и вода, содержа­щиеся в пласте, могут поступать в промывочную жидкость раз-

личными путями: благодаря механическому переходу флюида м раствор из выбуренной долотом породы, посредством филь- Iрационных и диффузионных процессов. Основное газообогаще- пне промывочной жидкости происходит в процессе механиче­ского перемещения флюида из объема выбуриваемой породы.

При бурении коллекторов вследствие некоторого перепада давления между промывочной жидкостью и пластом создаются условия для проникновения в пласт фильтрата этой жидкости и происходит заметное оттеснение пластового флюида из кол­лектора, особенно при наличии в нем крупных пор, трещин и ка­верн, а также при плохом качестве промывочной жидкости (большой водоотдаче). Это явление опережающей фильтрации (или инфильтрации) может привести к искажению данных о га- юсодсржании разбуриваемого пласта, которое необходимо учи- шнать при интерпретации результатов газометрии скважин || процессе бурения [22].

Газ, нефть и конденсат, попавшие в процессе бурения в про- ч.|ночную жидкость, размешиваются в ней и транспортируются и«» скважине от забоя до земной поверхности. На пути следова­ния постепенно снижаются давление и температура жидкости, меледствие чего происходят фазовые превращения газа.

Свободный газ, попав из пласта в промывочную жидкость, постепенно частично или полностью растворяется в ней. Жид- кнй газоконденсат по мере движения вверх по стволу скважины переходит в газообразное состояние. Газ, образовавшийся из кмокопденсата, может частично или полностью растворяться и промывочной жидкости и транспортироваться на земную по­верхность в свободном и растворенном состоянии.

Аналогичные явления происходят и с нефтью, если имею­щий« и м ией газ находится лишь в растворенном состоянии. И • • I пи не от конденсата, который весь переходит в газообраз­ное состояние, И1 нефти выделяется лишь растворенный газ и частично наиболее легко кипящие жидкие углеводороды.

I’ж торенный в пластовой воде газ, в незначительном коли- Чссгпе ноиамшнй в промывочную жидкость, при транспорти­ровке п.1 земную поверхность находится, как правило, в том же р |с торенном состоянии. При высоком газосодержании пласто­вой поды газ частично может дойти до поверхности в свободном инде И шламе находятся главным образом растворенный и ад- «орбироианпый газ. Следовательно, до земной поверхности газ может дойти в свободном состоянии и растворенным в промы­вочной жидкости и нефти, в растворенном и адсорбированном состоянии в шламе и керне.

При подъеме углеводородного газа с забоя на земную по- верхиость первичный его состав, а следовательно, и компонент­ное соотношение не изменяются, что очень важно при прогнози­ровании типа залежи.

Гаким образом, газомстрия скважин в процессе бурения ос- нопана на том, что находящиеся в газоносных, нефтегазоносных и нефтеносных пластах углеводородные газы при разбуриванин пластов переходят в промывочную жидкость и создают в ней зоны повышенной газонасыщенностн. Эти зоны при проведении суммарного газового анализа по стволу скважины в процессе бурения отмечаются аномалиями на кривой суммарных газопо- казаний Г_сум и характеризуют пересечение газосодержащих пла­стов скважиной. Компонентный состав газа определяет тип за­лежи (газовая, нефтяная, обводненная).

Аппаратура и методика проведения газомстрии

Газометрические исследования в процессе бурения скважин позволяют выполнять следующие виды анализа газов: 1) сум­марное содержание горючих газов в газовоздушной смеси, полу­чаемой в результате дегазации промывочной жидкости; 2) пол­ное газосодержание промывочной жидкости в отдельных его пробах; 3) покомпонентный анализ газов газовоздушной смеси. Первый вид анализа газа проводится непрерывно по разрезу скважины, второй и третий — эпизодически.

Принципиальная схема газомстрии скважин приведена на рис. 132. Для извлечения газа из промывочной жидкости при­меняют дегазатор, установленный в желобе, по которому жид­кость выходит из скважины. Из дегазатора под действием пе­репада давления, создаваемого вакуумным насосом и контро­лируемого вакуумметром, газовоздушная смесь по вакуумной линии поступает в отстойник с водой, где она очищается от ме-

Рис. 132. Принципиальная схема газометрии скважин.

а — шнековый дегазатор: I — желоб, по которому промывочная жидкость выходит из скважнны. 2 — турбина со шнековым винтом. 3 — камера. 4 — лопасти турбины. 5 — электродвигатель. 6— вакуумная линия от дегазатора к газоанализатору, установлен­ному а станции. 7 — отстойник с водой для очистки газовоздушной смеси от механиче­ских примесей, в — ротаметр; б— термохимический газоанализатор; 9 — камера чув­ствительного элемента; 10 — запасная камера. //—реостат для регулирования силы тока питания моста. 12 — регистрирующий (измерительный) прибор. 13— реостат для регулирования равновесия моста. ¡4 — вентиль для регулирования скорости потока че­рез газоанализатор. 15 — узел пробоотборников и ввод к хроматермометру. ¡6 — ваку­умметр. 17 вакуумный насос, 18 — емкость (ресивер)

§?§1 —^ А2М0,5И СП Газокстрия

Оми

Омм

/ Л

1С1

/0м В

1000

птI

то

1060

Рис. 133. Характеристика газонос­ного коллектора по диаграммам газометрии и электрометрии сква­жин.

/ — газоносный песчаник; 2 — водоносный песчаник; 3 — плотный песчаник: 4 — глина

^<'"^ых =0,77-1 о³ ~ ¿?_ВЫХТ₆₁₁

:*С=

хлничсскнх примесей. Далее глзоноздушлая смесь, ско­рость которой регулируется иентнлем, через ротаметр (прибор для определения ско­рости газовоздушного потока) поступает в газоанализатор для определения суммарного содержания в ней горючих газон, которое фиксируется регистрирующим прибором н функции углубления сква­жины. В результате привязки полученных данных к истин­ным глубинам получают крн- ную заиснмостн содержания пип в газовоздушной смеси от глубины расположения за- бои в момент поступления ГИЛЛ н промывочную жид­кость— тик называемую кри­вую суммарных газопоказа- ИИЛ (рис. 133).

Однако гизонасыщенность промывочной жидкости, а следо- н/цельно, н величина Г_суи зависят не только от газонасыщенно- < ш илиста, но и от режима бурения скважины — скорости бу- ренни (/л и расхода (объемной скорости) промывочной жидко- • Н1 на выходе скважины (?пых. При прочих равных условиях попшнснис скорости бурения приводит к росту Аум, а увеличе- тп расхода промывочнон жидкости — к уменьшению Г_сум. II ( нм 1н с «тнм при низких скоростях бурения и больших расхо­ти жидкости возможен пропуск на кривой Гсум даже пластов I нысокнмн г изо- и газонсфтснасыщенностью, и наоборот, при »и .н ни их скоростях бурения и малых расходах промывочной жидкости илист даже с низкой газо- и нсфтегазонасыщенностью можм ^фиксироваться на кривой Г_сум значительной анома­лией

][лм более наложного выделения продуктивных пластов сле- дуп учитывать также влияние режима бурения скважины, т.е. кроме необходимо регистрировать Уб в данном интервале « июли скважины. Наиболее эффективен учет режима бурения < кмлжины с помощью так называемого коэффициента разбав­лении представляющего собой объем промывочной жидко- (1и (и м^я), прошедшей через забой при разбуривании 1 м³ по­роды.

Коэффициент разбавления определяется по формуле ‘ 4(5,3* 10^{я 1}

где й» — номинальный диаметр скважины; хс\— продолжитель­ность бурения 1 м скважины.

С помощью коэффициента разбавления получают приведен­ные газопоказания Г'„_рив — приведенный к нормальным усло­виям объем газа (в м³), переходящего в промывочную жид­кость при разбуривании 1 м³ породы:

^прив⁼Ю ³£_дГ_сумЕ_рб, где £_д— коэффициент дегазации промывочной жидкости (¿_д= ==- ■ -$ где С_д —степень дегазации промывочной жидкости,

(¿д — расход промывочной жидкости через дегазатор).

Вероятность пропуска продуктивного пласта на кривой Л,рнв значительно меньше, чем на Г_сум.

Для определения полного газосодержания (содержания газа в единице объема) промывочной жидкости отбирают несколько проб ее, подвергают их глубокой дегазации и с помощью хро- матермографа устанавливают процентное содержание углево­дородных газов в полученной газовоздушной смеси.

В тех случаях, когда необходимо иметь более полную ха­рактеристику углеводородных газов, проводят покомпонентный анализ газовоздушной смеси с помощью хроматермографа. Узел пробоотборников и ввод к хроматермографу (см. рис. 132) под­соединены к вакуумной линии.

Для извлечния углеводородных и неуглеводородных газов из части циркулирующей по скважине промывочной жидкости в процессе бурения скважины служит дегазатор. Дегазаторы, устанавливаемые на буровой в желобе, называются желоб-

11. ы м и. Расстояние от устья скважины до дегазатора выбирают наименьшим, чтобы сократить время соприкосновения промы­вочной жидкости, выходящей из скважины, с земной поверх­ностью до ее попадания в дегазатор и тем самым обеспечить наименьшие потери газа за счет естественной дегазации жидко­сти. Почти все применяемые в настоящее время желобные де­газаторы являются приборами непрерывного действия, в кото­рых происходит лишь частичное извлечение газа при непре­рывном прохождении промывочной жидкости. Выпускается несколько конструкций желобных дегазаторов [5, 22]. Область их применения зависит от условий проведения газометрических работ.

Для более полной характеристики углеводородных газов, по­ступающих из пластов в процессе бурения скважины, кроме не­прерывной газометрии, проводят эпизодический отбор проб про­мывочной жидкости, шлама и керна. Для глубокой дегазации промывочной жидкости, шлама и керна широко используются термовакуумные дегазаторы (типа ТВД) [22], в которых пол­нота извлечения газа и ускорение процесса дегазации достига­ются нагреванием пробы жидкости, шлама или керна до 60— 70 °С с одновременным снижением давления в них до 1,3 • 10³ Па. Термовакуумные дегазаторы, характеризующиеся наибольшей степенью дегазации, отличаются эпизодическим ха­рактером действия и малой производительностью (10—12 проб в 1 ч).

Для непрерывного определения суммарного содержания го­рючих газов в газовоздушной смеси, поступающей по вакуум­ной линии из дегазатора, используются газоанализаторы. Газо­анализаторы по типу используемых чувствительных элементов (детекторов) делятся на термохимические, термокондуктомет- рические и пламенно-ионизационные, устройство которых под­робно описано в работах [5, 22].

Термохимический газоанализатор отличается хорошей чув­ствительностью и малой инерционностью, простотой устрой­ства, применением воздуха в качестве газа-носителя. Однако он имеет и ряд существенных недостатков: 1) ограниченность ин­тервала анализируемых концентраций горючих газов; 2) огра­ниченность срока службы чувствительных элементов (платино­вой нити); 3) необходимость частой активации и калибровки;

2. перегорание платиновой нити при высоких (более 4 %) кон­центрациях горючих газов в анализируемой смеси.

Термокондуктометрические газоанализаторы рассчитаны на весьма широкий диапазон концентраций анализируемых горю­чих газов и отличаются значительно большим, чем термохими­ческие газоанализаторы, сроком службы чувствительных эле­ментов при любой концентрации углеводородных газов в анали­зируемой смеси. При использовании термокондуктометрического детектора отпадает необходимость в активации и частной ка­либровке чувствительных элементов.

К недостаткам термокондуктометрнческих газоанализаторов относятся: 1) меньшая чувствительность к углеводородным га- :*.*|м; 2) большая чувствительность к искажающему влиянию во­дород;!. углекислого газа и других неуглеводородных газов; .'0 необходимость значительного времени для вывода на рабо­чий режим и др.

Пламенно-ионизационные газоанализаторы более чувстви­тельны к углеводородным газам, чем термохимические и термо­кондуктометрические, и совершенно не чувствительны к водо­роду, окиси углерода, углекислому газу, сероводороду, азоту и его окислам, аммиаку и другим неуглеводородным газам, часто присутствующим в природных газах, не чувствительны к изме­нениям температуры анализируемого газа и газа-носителя. Од­нако они имеют более сложное устройство, чем термохимиче­ские и термокондуктометрические газоанализаторы, и более чувствительны к изменениям скорости потока газа-носителя.

Для полной характеристики углеводородных газов прово­дится покомпонентный анализ, при котором определяется со­держание отдельных компонентов в газовой смеси с помощью хроматографии, т. е. разделения сложных смесей газов на ин­дивидуальные компоненты при их движении вдоль слоя сор-

бента. Для этих целей используют специальные приборы—хро­матографы [5, 22].

Хроматографы, в которых применяются термохимические де­текторы, получили название х р о м а т е р м о г р а ф о в.

Время анализа одной пробы газовой смеси на современных хроматографах составляет около б мин. При высоких скоростях бурения за это время может быть пройден достаточно большой интервал скважины. В современных газометрических станциях имеется система пробоотборников, позволяющая отбирать пробы газа для последующего их анализа на хроматографе.

Непрерывную газометрию в процессе бурения скважины осу­ществляют автоматическими газометрическими станциями, ко­торые обеспечивают: 1) непрерывную газометрию с определе­нием суммарных газопоказаннй, приведенных газопоказаний и компонентного состава углеводородных газов (метан, этан, про­пан, бутан, пентан, гексан) в функции истинных глубин; 2) не­прерывное измерение действующей ¹ глубины расположения за­боя скважины и истинной² глубины залегания пласта; 3) оп­ределение и регистрацию в функции действующих глубин параметров, связанных с режимом бурения скважины (расход промывочной жидкости, эвакуированной из скважины, продол­жительность бурения 1 м скважины, коэффициент разбавления);

4. периодический анализ промывочной жидкости и шлама для выделения иефтьсодержащих пластов по наличию люминесци- рующнх битуминозных веществ; 5) периодические измерения физических свойств промывочной жидкости (плотность, относи­тельная вязкость, содержание песка); 6) регистрацию широкого комплекса измеряемых величин в аналоговой форме (для вы­деления перспективных интервалов непосредственно в процессе бурения) и цифровой форме (для непосредственного ввода их в ЭВМ для обработки и комплексной интерпретации совместно с промыслово-геофизическими данными) и другие вспомога­тельные операции.

Одним из важнейших условий применения газометрических исследований в практике разведки нефтяных и газовых место­рождений является точная привязка данных, полученных на устье скважнны, к истинной глубине залегания нефтегазонос­ного пласта. Действующая глубина фиксируется датчиком по длине спущенного до забоя бурового инструмента. Истинная глубина рассчитывается одним из приведенных ниже способов.

При регистрации газопоказаний промывочной жидкости ве­личины Я_д и //„ не совпадают, так как измерение выполняется на устье скважины в среде, которая переносится промывочной жидкостью с забоя на устье. За время перемещения промывоч- ион жидкости от забоя до устья скважины производится буре­ние, и скважина углубляется, т. е. Я_д>//„.

Истинная глубина представляет собой разность действующей глубины и увеличения глубины расположения забоя скважины за время перемещения промывочной жидкости от забоя до устья: Н_н = Н_д—АН.

Увеличение глубины АН называется величиной отста­вания по глубинам. Это переменная величина, зависящая от многих факторов: глубины скважины, ее конструкции, объ­ема каверн в скважине, сужения ее диаметра, наличия зон по­глощения и водопроявленнй, непостоянства производительности грязевых насосов и т. д. Учет этих факторов при интерпретации данных газометрии представляет собой сложную задачу, по­лому АН должна определяться по возможности чаще (не реже чем через 50—100 м бурения).

В практике газометрических работ применяются два основ­ных способа определения величин отставания по глубинам — индикаторный и безындикаторный.

При индикаторном способе получают время движения про­мывочной жидкости (индикатора) от забоя до устья скважины. Но этому времени, зная скорость бурения в данном интервале глубин, рассчитывают углубление скважины за какой-то вре­менной интервал. С этой целью сначала устанавливают время |„ движения промывочной жидкости по пути устье скважины — забой устье. Для этого перед навинчиванием квадрата при спущенном до забоя буровом инструменте внутрь бурильных груб запускается индикатор, который не мешает бурению и может быть обнаружен при выходе его на земную поверхность. И качестве индикатора можно использовать мелко нарезанные кусочки целлофановой ленты, опилки, красители и другие ве­щества. Далее определяется время полного цикла движения промывочной жидкости в скважине то, т. е. разница времен между моментом появления первых частиц индикатора в же- юбе на выходе из скважины и началом циркуляции (впуск ин­дикатора).

Иремя движения индикатора от устья до забоя скважины внутри бурильных труб

Тб. тр ⁼ У б. тр/QHac»

где Vл, тр nd^HJA —внутренний объем бурильных труб <</„„ внутренний диаметр бурильных труб, Н₃ — глубина рас­положения забоя скважины); Q_Hac — производительность буро­вых насосов.

Иремя подъема промывочной жидкости с забоя до устья < кнажины (время отставания) Тот рассчитывается по формуле

for То Tft.xp: Tq (^iip_H//₃/4Qjiac)-

И лом случае величина отставания по глубинам АЯ=у₀т_От.

Индикаторный способ определения величины отставания по глубинам таит в себе источник погрешности — недоучет воз­можного поглощения промывочной жидкости пластами разреза скважины.

Безындикаторный способ — получение величины отставания по глубинам

АН = 27,6-10~²-25- К_р, (123)

Овых

где V_Р — объем затрубного пространства скважины; 27,6-10~²— постоянный коэффициент.

При использовании формулы (123) для расчета величины отставания по глубинам необходимо периодически эксперимен­тально определять объем затрубного пространства скважины и непрерывно регистрировать расход промывочной жидкости на выходе из скважины. После этого значения истинных глубин га­зопроявлений в скважине дополнительно корректируются по комплексу диаграмм ГИС (электрометрия, радиометрия и др.).

Области применения газометрии скважин в процессе бурения и решаемые при этом геологические задачи

Интерпретация данных газометрии скважин в процессе бу­рения предусматривает: 1) выявление в изучаемом разрезе за­лежей нефти и газа и определение глубины залегания пластов;

2. определение характера залежи (газовая, нефтяная, обвод­ненная); 3) оценку кажущейся газонасыщенности исследуемых отложений.

Эффективность газометрии скважин при выделении продук­тивных горизонтов при поисковых работах на нефть и газ со­ставляет 75—80 %.

Газометрия применяется также при разведке угольных ме­сторождений. Основная задача газометрии при разведке уголь­ных месторождений — определение концентрации метана, кото­рый является взрывоопасным газом, что необходимо учитывать при строительстве и работе угледобывающих шахт. В комплекс газометрических исследований при разведке угольных место­рождений входят: 1) регистрация кривой суммарных газопока- заний с помощью газометрнческой станции; 2) периодическое определение газонасыщенности промывочной жидкости на входе и выходе путем отбора отдельных ее проб и их термовакуумной дегазации; 3) определение остаточного газосодержания керна и шлама путем отбора проб угля и вмещающих пород, подня­тых на поверхность, н их термовакуумной дегазации. Кроме того, изучаются керн для установления границ между различ­ными литологическнми слоями и трещиноватость пород.

В связи с интенсивной добычей коксующихся углей на боль­ших глубинах (700—800 м и более), где газы мало изучены, к определению газонасыщенности угольных пластов надо под­ходить строго. Газометрические методы здесь могут оказать су­щественную ПОМОЩЬк.