Исследования скважин в процессе бурения Каротаж приборами, транспортируемые буровым инструментом (тби)

ТБИ – специальные технологии каротажа, необходимость разработки и применения которых обусловливается:

а) сокращением времени простоя скважины;

б) возможностью наблюдать (изучать) процесс образования зоны проникновения.

Приборы ТБИ являются комплексными, компануются в буровой инструмент в специальных вставках вблизи долота и включают методы КС, МКЗ, БК, ГГК-П, НТК, ИННК, ГК, кавернометрию, термометрию. Физика явлений при проведении методов ТБИ и методика обработки результатов в принципе те же, что и при исследовании приборами на кабеле.

Организация телесистемы забой-устье скважины сложная, предусматривающая использование различных способов:

1. путем скважинных магнитных регистраторов;

2. посредством цифровой регистрации

3. за счёт гидравлических каналов связи по буровому раствору.

Каротаж на основе технических параметров бурения

Собственно это механический каротаж (МК), то есть каротаж скорости бурения или обратной ей величины (продолжительности проходки единичного интервала).

V = Н*t_н,

где V – скорость механического бурения, Н – длина интервала бурения, t_н – время бурения интервала Н. Обработка результатов измерения параметра Т = 1/V (продолжительность проходки) предусматривает введение поправок (нагрузка на долото, скорость циркуляции и свойства бурового раствора и т.д.).

Акустический каротаж в процессе бурения (акпб)

АКПБ основан на измерении параметров вибрации (колебаний) колонны бурильных труб в породах различного литологического состава. Частоты колебаний выделяются с помощью полосовых фильтров и разделяются путём экспериментально установленных величин. Частота разрушения породы составляет 1-10 кГц, а частота колебаний колонны не превышает 10 Гц. Известно также, что частота вращения шарошек 15-50 Гц, а частота зубцевых колебаний 100-500 Гц.

Тесная зависимость наблюдается между интенсивностью зубцевых колебаний (J_р) и пористостью (k_П). Коэффициент корреляции для отдельных пород составляет 0,9. Кроме того J_р = f (V_p), т.е. имеется зависимость этого параметра от акустической жесткости.

АКПБ применяют для литологического расчленнения разрезов, оценки волновых сопротивлений пород, оперативного выделения пластов-коллекторов. Диаграммы АКПБ надежно коррелируются с диаграммами других методов каротажа.

Газовый каротаж

Метод газового каротажа основан на определении количества и состава углеводородных газов в промывочной жидкости. Метод относится к прямым методам выявления и изучения нефтегазовых коллекторов и его рассматривают как самостоятельный вид исследований.

Газы в горных породах находятся в свободном, растворённом и сорбированном состояниях, а также в виде конденсата в водах и нефтях. Различают залежи газовые, газоконденсатные, нефтяные. В этих залежах суммарный и компонентный состав газов различен. В газовых залежах основной компонент - метан СН₄. В газоконденсатных залежах наряду с основным компонентным метаном СН₄ имеется более высокая концентрация тяжелых углеводородов (этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈, бутан С₄Н₁₀). В нефтяных залежах при пониженном количестве метана содержится примерно столько же (40%) тяжелого компонента гектана С₇Н₁₆.

Растворимость газов в воде и в нефти различна. По мере приближения к пластам нефти и газа количество углеводородов нарастает, а их компонентный состав приближается к таковому для соответствующий залежи.

Максимальная сорбирующая способность у глин. У них концентрация газов нарастает по мере приближения к нефтяным и газовым пластам, особенно в покрышках. При бурении газы переходят в буровой раствор (промывочную жидкость ПЖ) и в процессе ее циркуляции транспортируются на поверхность. Количество и состав газа соответствуют разбуриваемому объему породы.

Методика газового каротажа предусматривает дегазацию ПЖ на устье скважины с помощью дегазаторов. Кроме того, через определенные интервалы проходки отбирают пробы ПЖ. Измеряют два основных параметра: 1) суммарное содержание газов; 2) компонентное содержание в пробах газовоздушной смеси и ПЖ. Обязателен учет механической скорости бурения (V) и расхода промывочной жидкости (Q). Привязка газового каротажа по глубине связана со сложностями. Возможны ошибки, связанные с наличием каверн, зон тектонических нарушений, протоков воды в скважину.

Аппаратура газового каротажа может быть автономной или же входить в состав газокаротажной станции.

Основные элементы аппаратуры:

- дегазаторы,

- газоанализаторы,

- хроматографы.

В случае проведения газового каротажа при бурении непрерывно или поинтервально на устье скважины при помощи газокаротажной станции определяют содержание горючих газов в растворе и результаты измерений записывают регистратором (рис. 80).

Извлечение газа из раствора на устье скважины производится при помощи дегазатора 1, действующего по принципу подогрева раствора, создания над ним вакуума, или интенсивного перемешивания раствора. Для более полного извлечения газов применяют конструкции дегазаторов с комбинированным способом дегазации глинистого раствора. Степень извлечения газа из раствора является одним из важных условий эффективного проведения газового каротажа скважин.

Под действием вакуума, создаваемого вакуум-насосом станции 5, газ в виде газовоздушной смеси подается по газопроводной линии 2 в суммарный газоанализатор 3, представляющий собой мостик постоянного тока. Одним плечом этого мостика является чувствительный элемент рабочей камеры, через которую проходит анализируемая газовоздушная смесь с постоянным потоком (расходом), другим — чувствительный элемент компенсационной камеры, через которую с таким же расходом пропускается негорючая смесь (воздух). Сгорание газовоздушной смеси в камере изменяет сопротивление чувствительного элемента. Вследствие этого нарушается электрическое равновесие моста и в его измерительной схеме возникает электрический ток, по величине пропорциональный суммарному содержанию углеводородных газов в газовоздушной смеси. Количественная зависимость силы тока в измерительной части мостика от величины сгорания горючих газов определяется калибровкой газоанализатора. Для этого через газоанализатор пропускают эталонную газовоздушную смесь и производят измерения в электрической цепи.

Рис. 80. Схема газового каротажа при проведении суммарного и компонентного анализов

1 — дегазатор с вертушкой и электродвигателем; 2 — газовоздушная линия от дегазатора к станции; 3 — суммарный газоанализатор с отстойником, ротаметрами для измерения расхода смеси и камерами катарометра; 4 — регистратор суммарных газопоказаний; 5 — вакуум-насос с вакуумметром; 6 — компрессор с манометром; 7 — хроматермограф с дозатором, разделительной колонной, пламенно-ионизационным детектором и вентилем регулирования расхода воздуха через детектор; 8 — регистрирующий прибор хроматермографа; 9 — генератор водорода для питания детектора хроматермографа

Компонентный анализ газовоздушиой смеси производится хроматермографом 7, состоящим из крана дозатора, разделительной колонки и газоанализатора. При помощи крапа производится периодическое подсоединение дозатора — трубки с определенным объемом газовоздушной смеси — к распределительной колонке. Дозатор и колонка включаются в воздушную линию компрессора 6. Поток воздуха при прохождении через сорбент в разделительной колонке наносит на него анализируемую смесь газов. Разделение смеси углеводородных газов на компоненты основано на различии их сорбционных свойств. Легкий метан практически не сорбируется, проходит вместе с потоком воздуха и анализируется в приборе. В дальнейшем способом продувания при различной степени его интенсификации в определенные интервалы времени выделяют последовательно этан, пропан, бутан и другие газы.

Выяснение концентрации газов в воздухе производится путем измерения ионизации углеводородных газов в водородном пламени газоанализатора. Показания с выхода пламенно-ионизационного индикатора хроматермографа поступают на регистратор 8 и записываются для каждого анализа в виде кривой.

На величины суммарных газопоказаний и данные компонентного газового анализа в значительной мере влияют факторы, определяемые технологией и режимом бурения: продолжительность бурения 1 м скважины и расход раствора на выходе у устья скважины, свойства глинистого раствора (плотность, относительная вязкость, содержание песка).

Значительную трудность при газовом каротаже составляет обеспечение надежной привязки регистрируемых параметров к истинным глубинам скважины. Сложность привязки результатов измерений газопоказаний обусловливается тем, что за время перемещения единицы объема глинистого раствора и шлама от забоя до устья скважины, процесс бурения продолжается и скважина углубляется. Дополнительные трудности определения глубин при газовом каротаже создаются в случаях поглощения промывочной жидкости в скважине или интенсивном образовании каверн.

Достоверность результатов газового каротажа в значительной степени обусловливается правильным учетом указанных факторов. Поэтому наряду с газоаналитическими измерениями при газовом каротаже производят регистрацию ряда дополнительных параметров и измерений. Важным показателем при газовом каротаже является коэффициент разбавления, непосредственно характеризующий режим бурения скважин и показывающий, какой объем глинистого раствора, продавленного через скважину, приходится на единицу объема разбуренной породы.

Указанные трудности сводятся к минимуму аппаратурными приёмами, обеспечивающими выполнение широкого комплекса геохимических исследований скважин и измерение ряда параметров, характеризующих технологию и режим проходки скважины. Создана аппаратура для проведения высокочувствительного компонентного экспресс-анализа и регистрации в масштабе истинных глубин величин газопоказаний, представляющих собой объем приведенного к нормальным условиям газа, содержащегося в единице объема части пласта, вскрытой скважиной.

Интерпретация данных газового каротажа выполняется в два этапа. Первый этап проводят непосредственно па скважине (предварительная интерпретация в процессе газового каротажа) с целью выделения интервалов для детального изучения промыслово-геофизическими исследованиями. Второй этап выполняют после окончания всех работ на скважине (окончательная интерпретация) в комплексе с интерпретацией результатов промыслово-геофизических исследований с целью оценки характера насыщения коллекторов, выделенных по данным геофизических исследований.