Лекція №16

Геофізичні дослідження під час буріння. Особливості проведення ГДС у горизонтальних свердловинах. Методи і апаратура. Геохімічні дослідження у свердловинах. Газовий каротаж в процесі буріння. Газовий каротаж після буріння. Шламовий каротаж. Механічний каротаж. Припливометрія і дебетометрія свердловин.

Геохімічні дослідження у свердловинах

До геохімічних методів відноситься газометрія свердловин і люмінесцентно-бітумінологічний метод, до комплексних геофізичних досліджень в процесі буріння – детальний механічний метод, фільтраційний метод, метод енергомісткості, метод тиску та інші.

Газовий каротаж в процесі буріння

Вуглеводневі гази нафтових, газових і газоконденсатних родовищ мають різний якісний та кількісних склад. Так, для газів нафтових родовищ характерна присутність до 50-60% метану та до 40-50% важких вуглеводнів – етану, пропану, бутану та інших. У газових родовищах вміст важких вуглеводнів невеликий (не перевищує 2-3%), в той же час кількість метану складає 97-98%. Більш висока концентрація важких вуглеводнів притаманна конденсатним покладам.

У водах, які контактують з покладами нафти та газу, переважають вуглеводні, причому поблизу нафтових родовищ помітне збільшення кількості важких вуглеводнів.

Інколи склад газової суміші мало відрізняється від компонентного складу газу, який виділяється із нафтоносних і газоносних пластів, що контактують з водоносними.

Вуглеводневі гази в гірських породах можуть знаходитись у вільному та розчиненому станах, у виді конденсату у воді та нафті, а також у сорбованому стані.

Вільний та розчинений у воді вуглеводневі гази за складом не відрізняються, оскільки коефіцієнти розчинності вуглеводнів у воді близькі.

Сорбований газ за складом відрізняється від вільного та розчиненого газів. Він збагачений компонентами вуглеводневих газів.

У процесі буріння свердловин газ, нафта та води, які знаходяться у пласті, можуть потрапляти в промивну рідину різними шляхами: завдяки механічного переходу флюїду в розчин із вибуреної долотом породи, завдяки фільтраційним і дифузійним процесам. Основне газо збагачення промивної рідини відбувається в процесі механічного переміщення флюїду з об’ємом вибуреної породи.

Таким чином, газометрія свердловин в процесі буріння базується на тому, що газоносні, нафтогазоносні та нафтоносні пласти містять вуглеводневі гази, які при розбурюванні пластів переходять у промивну рідину та створюють в ній зони підвищеної газонасиченості.

Апаратура та методика проведення газометрії свердловин в процесі буріння

Газометричні дослідження в процесі буріння свердловин дозволяють виконувати наступні види аналізу газів: 1) сумарний вміст горючих газів у газоповітряній суміші, яка отримується в результаті дегазації промивної рідини; 2) повний газо вміст промивної рідини в окремих його пробах; 3) по компонентний аналіз газів. Перший вид проводиться безперервно по розрізу свердловин, другий і третій – епізодично.

Принципова схема газометрії свердловин приведена на рис. 131. Для видалення газу із промивної рідини використовують дегазатор, який встановлюється в жолобі. Із дегазатора під дією перепадів тиску, який створюється вакуумним насосом і контролюючим вакуумметром, газоповітряна суміш по вакуумній лінії надходить у відсік з водою, де вона очищується від механічної суміші. Дальше газоповітряна суміш, швидкість якої регулюється вентилем, через ротаметр надходить в газоаналізатор для визначення сумарного вмісту горючих газів у ній, який фіксується реєструючим приладом у функції заглиблення свердловини.

Однак газонасиченість промивної рідини, а відповідно, і величина Г_сум, залежать не тільки від газонасиченості пласта, але і від режиму буріння свердловини – швидкості буріння V_б і розходу промивної рідини на виході свердловини Q_вих. При інших умовах підвищення швидкості буріння приводить до росту Г_сум, а збільшення розходу промивної рідини – до зменшення Г_сум. У зв’язку з цим при низьких швидкостях буріння та великих розходах рідини можливий пропуск на кривій Г_сум навіть пластів з високою газо- та нафтогазонасиченістю, та навпаки, при високих швидкостях і малих розходах промивної рідини пласт навіть з низькою газо- та нафтогазонасиченістю може зафіксувати на кривій Г_сум значну аномалію.

Для більш надійного виділення продуктивних пластів слід врахувати вплив ружиму буріння свердловини. Найбільш ефективне врахування режиму буріння свердловини за допомогою так званого коефіцієнта розбурювання E_рб:

де d_н – номінальний діаметр свердловини; τ_б – тривалість буріння одного метру свердловини.

За допомогою коефіцієнта розбурювання отримують приведені газо покази Г_прив – приведений до нормальних умов об’єм газу (в м³), який переходить в промивну рідину при розкурюванні 1 м³ породи:

,

де K_д – коефіцієнт дегазації промивної рідини ( , де C_д – степінь дегазації промивної рідини, Q_д – розхід промивної рідини через дегазатор).

Ймовірність пропуску продуктивного пласта на кривій Г_прив значно менша, ніж на кривій Г_сум.

Для визначення повного газо вмісту промивної рідини відбирають окремі її проби, піддають їх глибокій дегазації та за допомогою хроматографа визначають процентний вміст вуглеводневих газів в отриманій газоповітряній суміші.

У тих випадках, коли необхідно мати більш повну характеристику вуглеводневих газів, проводять по компонентний аналіз газоповітряної суміші за допомогою хроматографа.

Безперервну газометрію в процесі буріння свердловини здійснюють автоматичними газометричними станціями.

Автоматичні газометричні станції забезпечують: 1) безперервну газометрію свердловин із визначенням сумарних газо показів, приведених газо показів і компонентного складу вуглеводневих газів у функції дійсних глибин; 2) безперервне вимірювання діючої глибини розміщення вибою свердловини та дійсної глибини залягання пласта; 3) визначення та реєстрацію в функції діючих глибин параметрів, які пов’язані з режимом буріння свердловин; 4) періодичний аналіз промивної рідини та шламу для виділення нафтоносних пластів за наявністю люмінесцентних бітумінозних речовин; 5) періодичні вимірювання фізичних властивостей промивної рідини; 6) реєстрацію широкого комплексу виміряних величин в аналоговій та цифровій формах, а також допоміжні операції.