книги из ГПНТБ / Левит А.М. Анализ газа и дегазация при разведке нефтяных, газовых и угольных месторождений

по результатам, получаемым при помощи этого дегазатора, нами обработаны результаты, полученные нами и другими исследова­ телями на ряде скважин, где газовый каротаж проводился одно­ временно при помощи поплавкового дегазатора, установленного на газокаротажной станции, и с отбором проб бурового раствора

и их полной дегазацией.

Степень извлечения углеводородных газов из бурового рас­ твора, достигаемая при помощи поплавкового дегазатора, рассчи­ тывается путем деления количества углеводородных газов [34], извлекаемых при помощи дегазатора из 1 л бурового раствора, на количество углеводородных газов, содержащихся в 1 л бурового раствора. Содержание углеводородных газов в 1 л бурового рас­ твора определяется путем полной дегазации пробы его (250 мл) на дегазаторе СД-1. Извлеченный из пробы газ разбавляется до объ­ ема 100 мл и переводится в пробоотборник объемом 25 мл. Отоб­ ранный газ подается для анализа на прибор ГСТЛ-3. Показания прибора в мкА переводятся при помощи калибровочной кривой в %• Концентрация углеводородных газов в % соответствует их содержанию в мл. Умножая полученную величину на 4, получаем газосодержание бурового раствора (М) в мл/л.

следующим образом. Показания газоанализатора станции в мкА переводятся при помощи калибровочной кривой в %. Умножая полученную величину на 5 (скорость движения газовоздушной смеси 500 мл/мин), находим количество газа, извлекаемого из бу­ рового раствора при помощи поплавкового дегазатора за 1 мин. Если полученную величину разделить на количество бурового ра­ створа, протекающего через дегазатор за 1 мин, получится коли­ чество газа, извлекаемое из 1 л бурового раствора при помощи поплавкового дегазатора (т), выраженное в мл/л.

Степень извлечения (р), выраженная в %, получается путем деления количества углеводородных газов, извлекаемых из 1 л бу­ рового раствора (т ), на количество газа, содержащегося в 1 л бурового раствора (М), и умножением полученной величины на 100:

/ > Н г - 100-

При определении количества газа, извлекаемого поплавковым дегазатором из 1 л бурового раствора, мы относили извлеченный газ ко всему количеству бурового раствора, протекающего по же­ лобу за 1 мин. Эта величина является условной, так как газ извле­ кается лишь из незначительной части этого раствора. Однако для многих расчетов она приемлема и вполне надежна [34].

202

вала концентраций нами рассчитывались максимальные, мини­ мальные и средние величины степени извлечения из приведенного количества опытов.

Следует отметить, что даже при содержании углеводородных газов в буровом растворе менее 30 мл/л значительная часть газа находится в свободном состоянии в виде мелких пузырьков, так как общее содержание газа в буровом растворе обычно более

50 мл/л.

Расчеты степени извлечения по результатам, полученным при проведении газового каротажа по стандартной и точечной мето­ дике по пяти скважинам, расположенным в различных нефтенос­ ных районах, приведены в табл. 36.

Таблица 36

Степени извлечения углеводородных газов

**Очень вязкий буровой раствор.

***Температура раствора 65° С.

Из табл. 36 видно, что для скв. 775 для интервала концентра­ ций от 10 до 15 мл/л (30 опытов) максимальное значение степени извлечения в 20 раз больше минимального; для интервала от 15

203

до 25 мл/л (45 опытов) максимальное значение больше минималь­ ного в 40 раз; для интервала от 25 до 50 (28 опытов) — в 20 раз, а для интервала с концентрацией выше 50 мл/л (8 опытов) мак­ симальная степень извлечения больше минимальной в 6,5 раза. Однако средние значения степени извлечения для всех изученных интервалов отличаются друг от друга в 3 раза.

Для скв. 348 наибольшая разница между максимальной и ми­

различаются всего лишь в 2 раза. Для скв. 6 максимальное значе­ ние в 7 раз больше минимального, а величины средних значений, если не считать растворов с содержанием газа до 10 мл/л, раз­ личаются в 3 раза. Для скв. 342 для интервала от 10 до 50 мл/л максимальное значение больше минимального в 5 раз, а средние значения различаются в 2 раза.

Если сравнить средние величины по трем скважинам — 348, 6 и 342, то они отличаются друг от друга только в 4 раза.

Из приведенных в табл. 36 результатов нельзя установить за­ кономерное изменение степени извлечения от содержания углеводо­ родных газов в глинистом растворе, а также от вязкости раствора и его температуры. Из приведенных результатов видно, что сте­ пень извлечения, достигаемая при помощи поплавкового дегаза­ тора, непостоянна, она меняется в зависимости от многих причин, которые трудно учесть. Этим недостатком страдает не только по­ плавковый, но и все применяемые в настоящее время желобные дегазаторы.

Калибровка желобных дегазаторов

Для ориентировочной оценки газонасыщенности бурового ра­ створа рядом авторов [49] применяется методика калибровки желобного дегазатора по результатам определения газонасыщенности бурового раствора путем отбора отдельных проб, их'полной дега­ зации па лабораторном дегазаторе и анализа извлеченного газа. По показаниям газоанализатора станции Гс в % и результатам анализа газа, извлеченного при полной дегазации проб бурового раствора q в см3/л, строят кривую, на оси абсцисс откладывают

способе калибровки допускаются значительные погрешности. Од­ нако из-за отсутствия желобного дегазатора с постоянной сте­ пенью извлечения такая методика в настоящее время допустима. Для уменьшения погрешности, получаемой по этой методике, необ­ ходимо калибровать дегазатор ежедневно и всякий раз, когда ме­ няются вязкость бурового раствора и его общая газонасыщенность. При этом калибровку следует проводить не по отдельным случай­

204

ным пробам, а по значительному количеству проб (>10), отобран­ ных через определенные промежутки времени.

Для получения более точных сведений о газосодержании буро­ вого раствора необходимо сконструировать желобной дегазатор с постоянной степенью извлечения.

О возможности определения количества газа, выносимого буровым раствором, путем отбора проб

Для ' определения количества газа, поступающего в буровой раствор из выбуренной породы в процессе бурения скважины, от­ бирают пробы бурового раствора, которые дегазируют на термо­ вакуумных дегазаторах, а извлеченные газы анализируют на хро­ матографических приборах.

Необходимо было выяснить, как велики погрешности при опре­ делении количества углеводородных газов, выносимых буровым раствором на дневную поверхность при периодическом отборе проб, и установить условия наиболее точного его определения. Это даст возможность по данным периодического газового каротажа определять остаточную газонасыщенность разбуриваемых пород.

Для решения этого вопроса в процессе бурения различных скважин на Щелковском и Калужском подземных газохранили­ щах в циркулирующий буровой раствор запускался газ, и на вы­ ходе из затрубного пространства или у устья скважины отбира­ лись пробы бурового раствора, которые дегазировались, а извле­ ченные газы анализировались на хроматографе. Все опыты проводились в процессе бурения скважин, обсаженных от 0 до 400 м колонной диаметром 25,4 см. Количество запущенного газа определялось по уменьшению его давления в баллоне по формуле

в колбы объемом 100 мл по одной или две пробы в минуту. Количество газа, выносимое буровым раствором из скважины,

определялось по формуле Кв= {qx + qz + • • . + qn)№~3 Qi, Ѵв — ко­ личество газа, выносимое буровым раствором из скважины; qit q2, qn — газосодержание отдельных проб бурового раствора; Q —-ско­ рость циркуляции бурового раствора; t — время между отбором со­ седних проб.

Результаты, полученные при запуске метана в процессе буре­ ния . различных скважин на Щелковском подземном газохрани­ лище, приведены в табл. 37.

Из табл. 37 видно, что количество газа, выносимое буровым раствором из скважины, определенное по результатам анализа газа,

205

206

извлеченного из проб бурового раствора, отобранных через 1 мин, отличается от количества запущенного газа в среднем на 18% при максимальной погрешности 28% и минимальной 6%.

Из изложенного видно, что путем отбора проб бурового ра­ створа через 1 мин можно определить количество газа, выносимое буровым раствором из скважины.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ БУРОВОГО РАСТВОРА, ПОСТУПАЮЩЕГО В СКВАЖИНУ

Для выработки методики определения газонасыщенности буро­ вого раствора, входящего в скважину, нами проведены опытные работы в процессе бурения скважин на подземных газохранили­

после запуска газа.

Из рис. 80,а видно, что за время отбора проб буровой раствор проделал по скважине четыре цикла, и каждый цикл отмечается на газокаротажной кривой интервалами высоких газопоказаний. При рассмотрении такой диаграммы создается ложное представ­ ление о многократном обогащении бурового раствора метаном, в то время как газообогащение произошло только однажды. Для прео­ доления этого недостатка мы построили кривую газового каротажа по приращению газосодержания бурового раствора. Кривая при­ ведена на рис. 80,6.

207

пики, связанные с повторением однажды уже отмеченных газопоказаний, отпадают. На газокаротажной кривой остается только один пик, связанный с первоначальным газообогащением бурового раствора. Количество газа, выносимого буровым раствором, рас­ считанное по этому пику, соответствует количеству газа, запущен­

ного в скважину.

Роль входящего бурового раствора изучалась нами и при вскры­

(1362—1375 м) достигло 35%, а еще через10 м (1375—1385 м) — 60%,

Результаты, полученные при проведении газового каротажа по входящему и выходящему буровому раствору в процессе бурения скв. 80 на этой же площади, приведены на рис. 81,6.

Из рис. 81,6 видно, что, как и на скв. 73, относительное газосодержание входящего бурового раствора в процессе бурения все время повышается. Если в начале бурения оно составляло 10%, то в конце бурения оно превысило 90%■ При использовании более вязких растворов или при разбуривании более 'мощных газонос­ ных и нефтеносных пластов относительное газосодержание входя­ щего бурового раствора будет еще больше.

Отсюда следует, что для получения надежных результатов не­ обходимо учитывать газосодержание входящего бурового раствора, т. е. вести газовый каротаж по приращению газосодержания буро­ вого раствора.

Результаты газового каротажа по приращению газосодержания бурового раствора в процессе бурения скв. 73 Рыбальской площади приведены на рис. 82, а.

Из рис. 82,а видно, что газоносный пласт (1352—1366 м) от­ бился максимальными газопоказаниями. При переходе от газонос­ ного пласта к водогазоносному (1366—1375 м) газопоказания зна­ чительно уменьшились. Они еще больше снизились при переходе от водогазоносного пласта к глинистому песчанику (1375—1385 м).

Близкие результаты получены и при проведении газового каро­ тажа по приращению газосодержания бурового раствора в про­ цессе бурения скв. 80 той же площади (рис. 82,6).

Из рис. 82,6 видно, что газоносный пласт (1324—1357 м) от­ бился максимальными газопоказаниями (до 42 мл/л). При пере­ ходе от газоносного пласта к водогазоносному (1357—1374 м) при­ ращение газосодержания значительно снизилось.

208

Глинистый пропласток (1335—1342 м), разделяющий газонос­ ный пласт на две части, четко отметился сильным понижением газосодержания бурового раствора.

г.1

Из приведенных результатов следует, что при газовом каро­ таже по приращению газосодержания бурового раствора каче­ ство проводимых работ значительно повышается. Кроме того,

по полученным результатам можно рассчитать остаточную газонасы­ щенность разбуриваемых пластов. Следует отметить, что опреде­ ление остаточной газопасыщепности разбуриваемых пластов во многом повысит эффективность газометрии скважин.

О ДОЛЕ ГАЗА, ПОСТУПАЮЩЕГО В БУРОВОЙ РАСТВОР ИЗ РАЗБУРИВАЕМЫХ ПЛАСТОВ

По результатам, получаемым при количественном определении газосодержания входящего в скважину и выходящего из нее бу­ рового раствора, при учете скорости бурения скважины и скорости циркуляции бурового раствора можно рассчитать остаточную газо­ насыщенность разбуриваемых пород. Однако для количественных расчетов необходимо знать еще долю газа, поступающего в буро­ вой раствор из выбуренной породы. Только после решения этого весьма важного вопроса можно по данным газового каротажа на­ дежно оценить газонасыщенность разбуриваемых пластов.

Влитературе имеется описание ряда опытов по определению степени оттеснения газа водой в различных породах, при различ­ ных давлениях и температурах. Однако эти опыты были проведены

вусловиях, отличных от тех, которые имеют место при бурении скважины.

Впрактике газового каротажа нередки случаи, когда высоко­ проницаемые продуктивные пласты остаются не отмеченными га­ зовым каротажем или отмечаются весьма слабыми газопоказаниями. Некоторые авторы'объясняют это явление оттеснением зна­ чительной части флюида в пласт. Другие авторы считают такое

объяснение неверным.

Весьма подходящими условиями для определения доли газа, поступающего из пласта в буровой раствор, являются условия бу­ рения скважин на Щелковском подземном газохранилище.

Вскрытие эксплуатационного пласта на Щелковском подземном газохранилище проводится на буровом растворе, мало загрязнен­ ном углеводородными газами (<1 мл/л), и перед вскрытием эксплуатационного пласта скважина от устья до забоя обсажи­ вается колонной диаметром 15,2 см.

Физические свойства эксплуатационного пласта Щелковского газохранилища хорошо изучены как по лабораторным данным, так и по результатам промысловой геофизики.

Объект закачки приурочен к нижнещигровскому горизонту верх­ него девона, залегающего на глубине ~ 880—895 м. Мощность эксплуатационного пласта от 5 до 12 м. Коллектор представлен сыпучими кварцевыми песками с размером зерен 0,10—0,25 мм. Открытая пористость коллектора по всему разрезу в среднем со­ ставляет 30%; проницаемость от 0,3 до 3 Д. Объект закачки от­ делен от нижележащих песчаных пачек глинистым пропластком мощностью 2—1 м, а сверху он перекрыт непроницаемыми глинами

210

мощностью 13—27 м. Пластовое давление закачанного газа 91— 102 кгс/см2.

На всех изученных нами скважинах перед вскрытием эксплуа­ тационного пласта скважина обсаживалась колонной диаметром 15,2 см, и в интервале глубин 880—894 м бурение велось долотом

14,6 см.

Методика проведения опытных работ на Щелковском подзем­ ном газохранилище. В проведенных нами работах скорость цир­ куляции бурового раствора рассчитывалась по времени движения индикатора в обсаженной скважине и проверялась по времени за­ полнения емкости известных размеров. Скорость бурения устанав­ ливалась по времени углубления квадрата от метки до метки. Для этого при достижении долотом забоя на квадрате через каждые 0,5 м мелом наносились метки.

К моменту достижения меткой уровня ротора отмечалось время и отбирались пробы выходящего и входящего бурового раствора. Пробы выходящего бурового раствора отбирались в колбы объ­ емом 100 мл из желоба на расстоянии около 1м от устья скважины, а входящего — в такие же колбы под вакуумом из всасывающей трубы насоса. Свойства бурового раствора определялись при по­ мощи приборов, обычно применяемых в газовом каротаже. После окончания бурения скважины циркуляция бурового раствора про­ должалась 40—70 мин, и в течение этого времени через каждые 5 мин отбирались пробы входящего и выходящего растворов [42].

Дегазация проб проводилась на приборе СД-1, а анализ извле­ ченных газов — на хроматермографе ГСТЛ-3 [57].

Методика определения доли газа, поступающего в буровой ра­ створ из выбуренной породы. Для определения доли газа, посту­ пающего в буровой раствор из выбуренной породы, по результатам газового каротажа по приращению газосодержания бурового ра­ створа в процессе бурения скважины, нами использовалась фор­ мула

-С

а— 5 ,

где С — содержание углеводородных газов в буровом растворе; «S— количество газа, которое поступило бы в буровой раствор при полной отдаче газа пластом.

Величина С определяется по формуле. C= &qQ, где Q — ско­ рость циркуляции бурового раствора, Аq —^вых ‘ (/вх, здесь *7вых ‘ содержание углеводородных газов в пробах выходящего из сква­ жины бурового раствора; qBX— содержание углеводородных газов в соответствующих пробах входящего бурового раствора.