Геохимические методы изучения разрезов скважин

К геохимическим методам изучения разрезов скважин относятся методы газового и люминесцентно-битуминологического анализа промывочной жидкости и шлама. Одновременно с геохимическими исследованиями регистрируются данные, характеризующие параметры бурения скважины (скорость проходки и расход промывочной жидкости). Эти исследо­вания проводят непрерывно в процессе бурения скважин (обычно поисково-разведочных и опорных) для выделения в разрезе и предва­рительной оценки пластов, содержащих нефть и газ.

Исследования по газовому каротажу впервые были проведены в 1933 г. В. А. Соколовым. Перед газовым каротажем обычно ставятся следующие задачи: установление скоплений углеводо­родов в горизонтах путем регистрации в процессе бурения продуктивных интервалов; определение характера их насыщенности (нефть, газ, вода с растворенным газом). Основные газокаротажные работы проводятся по буровому раствору и дополняются газометрией скважин по керну и шламу.

Метод газового анализа промывочной жидкости

При проходке нефтегазоносных пластов газ, свободный и растворенный в нефти и воде в пустотном пространстве разбуренного объема породы, поступает в промывочную жидкость, циркулирующую по сква­жине, и выносится вместе с ней на поверхность. Схема газового анализа промывочной жидкости, выходящей из скважины, приведена на рис. 4.5.12.

Газ извлекается из промывочной жидкости при помощи дегазатора 1, устанавливаемого в желобе для слива промывочной жидкости, воз­можно ближе к устью скважины. Дегазатор представляет собой камеру, в которую подается промывочная жидкость; из камеры непре­рывно отсасывается воздух вакуумным насосом 11. Создаваемые при этом понижение давления и механическое воздействие (перемешивание, разбрызгивание) обеспечивают выделение части газа из промывочной жидкости, находящейся в камере дегазатора. Выделяющийся газ сме­шивается с воздухом в камере дегазатора, образуя газовоздушную смесь, которая направляется далее к приборам для газового анализа по вакуумной линии 2. Для обеспечения постоянства степени дегазации и условий работы приборов газового анализа в вакуумной линии под­держиваются неизменными скорость газовоздушного потока и разреже­ние, контролируемые соответственно ротаметром 4 и вакуумметром 10.

Рис. 4.5.12. Схема газового анализа промывочной жидкости:

1 — дегазатор; 2 — вакуумная линия; 3 — отстойник; 4 — ротаметр; 5 — отвод к хро­матографу; 6, 7 — камеры соответственно с рабочим и компенсационным плечами мостика газоанализатора; 8 — регистрирующий прибор; 9 — баллон; 10 — вакуумметр; 11— вакуумный насос

Емкость 9 сглаживает колебания в линии, обусловленные работой вакуумного насоса.

Газовоздушная смесь очищается от механических примесей и капель жидкости в отстойнике 3 и поступает на чувствительный элемент 6 газоанализатора.

В интервалах разреза, характеризующихся повышенными газо­показаниями, а также в перспективных на нефть и газ интервалах проводят компонентный анализ состава углеводородных газов, извле­каемых из промывочной жидкости. Для этого применяется хроматограф, основными узлами которого являются разделительная колонка, газо­анализатор и регистрирующий прибор.

При газометрии скважин одновременно с диаграммой суммарных газопоказаний регистрируется также диаграмма продолжительности проходки (мин/м), представляющей собой величину, обратную ско­рости бурения , м/ч:

Она используется при интерпретации данных газового анализа промывочной жидкости и для расчленения разрезов скважин по меха­ническим свойствам горных пород.

Основные задачи интерпретации диаграмм газометрии промывочной жидкости — выделение и предварительная оценка газонефтесодержащих пластов в разрезе скважины. Решение этой задачи до окончания бурения скважины позволяет наметить перспективные интервалы для проведения в них промыслово-геофизических исследований после бурения и обеспечивает надежную оценку характера насыщения коллекторов, выделен­ных по данным этих исследований.

Интерпретацию начинают с выделения на диаграмме суммарных газопоказаний участков, характеризующихся показаниями, превышающими фоновые не менее чем в 3 раза. Фоновыми называются газо­показания, наблюдаемые по всему разрезу скважины или в пределах значительных интервалов, которые возникают за счет постоянной газо­вой составляющей разбуриваемых пород, вследствие неполной дегазации промывочной жидкости в циркуляционной системе после проходки газонефтесодержащих пород при попадании в раствор смазки и нефти.

Большой фон затрудняет, а иногда не позволяет выделить в разрезе скважины пласты, содержащие газ и нефть. Влияние его в этом случае можно исключить путем проведения газометрии как выходящей из скважины, так и входящей в нее промывочной жидкости и опреде­ления разности газопоказаний (с учетом величины отставания входящей промывочной жидкости).

Приведенные газопоказания ха­рактеризуют не начальную, а оста­точную газонефтенасыщенность пластов. Это объясняется тем, что в процессе бурения промывочная жидкость проникает в породу под долотом прежде, чем порода раз­бурена, и оттесняет газ и нефть в глубь пласта. Остаточная газо­нефтенасыщенность уменьшается с увеличением проницаемости плас­та. Например, для хорошо прони­цаемых песчаных пластов она составляет около 20 %, тогда как для кар­бонатных коллекторов низкой проницаемости она мало отличается от начальной (потеря газа за счет опережающей фильтрации промывочной жидкости не превышает 10 %).

Пласты, характеризующиеся повышенными показаниями на диаграм­мах газометрии, могут соответствовать газоносным пластам, содержащим скопления природного газа, нефтеносным пластам с растворенным (попутным) газом и водоносным (непродуктивным) пластам с раство­ренным газом или остаточной нефтью. Для определения характера насыщения пластов и отделения продуктивных пластов от водоносных используют значения приведенных газопоказаний Глр.

При приближении к нефтегазосодержащему пласту во время бурения концентрация газообразных углеводородов в буровом растворе повышается. На газокаротажной диа­грамме отмечаются эти повышенные показания. Учитывая режим буре­ния, скорость циркуляции бурового раствора и его отставание, вводят соответствующие поправки для установления точной глубины проявляю­щих пластов. Все эти данные получаются на основе показаний приборов газокаротажной станции; разработаны автоматизированные газока­ротажные станции.

В последнее время с успехом применяется «газовый каротаж после бурения». Во время остановки бурения на 20-24 ч буровой раствор на­сыщается газом против продуктивных пластов благодаря диффузии га­зов. Затем после возобновления циркуляции проводят газокаротажные измерения и получают диаграмму, где максимумы газопоказаний соот­ветствуют продуктивным пластам. Четкость таких диаграмм получает­ся очень высокой. Газовый каротаж после бурения перспективен при исследовании глубоких и сверхглубоких скважин в сложных геолого-физических условиях больших глубин. При бурении их из-за длительно­го прохождения бурового раствора от забоя скважины до дневной поверх­ности и низких скоростей бурения газ, попадающий из выбуренной поро­ды и пласта в буровой раствор, значительно разбавляется и четкость диаграммы газового каротажа во время бурения снижается.

Рис. 4.5.13. Кривые газового каротажа, прове­денного на скв. 50 Левкинского месторожде­ния Краснодарского края (по Юровскому)

а—после бурения (четыре цикла циркуляции); б—в процессе бурения.

На рис. 4.5.13 показано сопоставление газового каротажа во время и после бурения, проведенного на глубокой скважине № 50 Левкинской площади Краснодарского края. Кривые газового каротажа после буре­ния оказались более контрастными по сравнению с кривой каротажа во время ее бурения. Они позволили более точно выделить две продуктив­ные пачки и успешно провести испытание скважины.

Особенность газометрии скважин по керну заключается в отборе герметичных кернов, для чего необходимы герметичные керноотборники. При обычном отборе керна большая часть газа теряется при поднятии керна на поверхность, что снижает возможности проведения этого вида каротажа. Однако и в последнем случае анализ извлеченного свободного и защемленного газа из керна позволяет получить дополни­тельные сведения о продуктив­ных пластах и миграции угле­водородов.

Люминесцентно-битуминологический метод

Люминесцентно-битуминологический метод, основанный на свойстве битумов люминесцировать при облучении их ультрафиолетовыми лучами, применяется для выявления нефтесодержащих пород в разрезе сква­жины. Люминесцентно-битуминологическому анализу подвергают пробы шлама и грунтов.

Анализ проводят с помощью люминоскопа, представляющего собой светонепроницаемую камеру, снабженную источником ультрафиолето­вого света. Исследуемый образец помещают внутрь камеры и через смотровое окно в корпусе камеры наблюдают свечение образца.

Характерные показатели люминесценции вещества — цвет и интен­сивность (яркость) свечения его. Цвет люминесценции нефти зависит от состава и, следовательно, от плотности ее. Легкие нефти с относи­тельно повышенным содержанием масел люминесцируют голубоватым цветом, тяжелые нефти с повышенным содержанием смол и асфальтенов — желто-бурым и коричневым.

Яркость свечения определяется содержанием нефти в исследуемом образце. При малом ее содержании (менее 1 %) яркость свечения возрастает пропорционально содержанию нефти. Сопоставляя цвет и интенсивность люминесценции изучаемых образцов с цветом и интен­сивностью люминесценции эталонов, содержащих известные количества нефти данного типа, можно судить о примерном количественном содержа­нии и качественном составе нефти в образцах.

Для более точного определения содержания нефти в пласте прово­дят экстрагирование образцов породы (шлама, грунтов) хлороформом и петролейным эфиром и измеряют оптическую плотность экстрактов на электрофотоколориметре.

Хлороформом экстрагируются все компоненты нефти (битума из битуминозных пород) — масла, смолы, асфальтены, тогда как петро­лейным эфиром — только масла и смолы, являющиеся более подвижными компонентами. Высокое содержание асфальтенов характерно для окис­ленных (остаточных) нефтей и битумов.

Геохимические исследования — важная составная часть геолого-технологического контроля за процессом бурения, при котором с по­мощью автоматизированной системы сбора и оперативной обработки технологической и геолого-геофизической информации в процессе бурения скважин решают следующие задачи: выбор оптимального режима отработки долот в заданном интервале и контроль за состоянием долота и забойного двигателя; выбор оптимального режима промывки скважины; предупреждение осложнений в бурении; выделение коллек­торов; оценка характера насыщения, емкостных и фильтрационных свойств коллекторов; литологическое расчленение разреза скважины, прогнозирование зон аномально высоких пластовых давлений.