Газовый каротаж в процессе бурения

Газовый каротаж в процессе бурения является основной модификацией метода, включающей изучение изменения ко стволу скважины содержания и состава газов, поступающих в ПЖ в процессе бурения горных пород, и изменения параметров, характеризующих режим бурения скважин, а также каротаж по шламу. Результаты газового каротажа в процессе бурения представляются в виде комплекса параметров, зафиксированных в функции исправленных глубин и характеризующих газои нефтесодержание пластов, вскрытых скважиной, комплекса технологических параметров, зафиксированных также в функции глубин, и результатов исследования шлама.

Параметры, характеризующие газои нефтесодержание пластов, вскрытых скважиной.

Изучаемые при газоном каротаже природный и попутный газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой в основном смесь УВ с неуглеводородными газами. Основным компонентом природного газа является метан (). Кроме того, в природных газах в незначительных, а в попутном газе в значительных количествах содержатся другие предельные УВ-этан (), пропан (С₃). бутан (), пентан (C₃) и гсксан (). В нефтеносных и водоносных пластах встречаются и другие УВ: непредельные УВ-этилен (), пропилен () и бутилен () и изомерного соединения УВ — изобутан () изобутилен () и нзобутан (). Более тяжелые УВ, как правило, находятся в жидкой фазе. В состав природного и попутного газов могут входить также двуокись углерода (СО₂), азот (N₂) и некоторые другие водородные газы.

Информативными для выделения НГП и прогнозной оценки характера их насыщения в настоящее время являются предельные УВ от метана (С₁) до гексана (С₆).

Намечается использование для этих целей непредельных УВ и изомерных соединений УВ, а также некоторых неуглеводородных газов.

При вскрытии скважиной нефтегазоносного пласта газ, содержащийся в перовом пространство его, поступает в циркулирующую через забой скважины ПЖ и выносится с ней на устье скважины. Здесь часть ПЖ дегазируется в ДНД и извлеченная из нее газовая смесь поступает на суммарный анализ (суммарный газовый каротаж) и компонентный анализ (компетентный газовый каротаж).

При суммарном газовом каротаже измеряются суммарные газовые показания Г_сум, а иногда И суммарное содержание «тяжелых» УВ Г_т.сум.

При компонентном газовом каротаже определяются объемные содержания УВ в газовой смеси С_an, а по ним относительные содержания УВ С_on, индекс компонентного состава газа в пласте I_кг, флюидные коэффициенты С_nm и суммарное содержание УВ в ПЖ Г_х.сум.

Суммарные газовые показания Г_сум представляют собой выраженное в процентах суммарное объемное содержание измеряемых газов в ГС. Величина Г_сум только приближенно характеризует суммарное содержание УВ в ГС. Ранее Г_сум использовалась для определения суммарного содержания УВ в ГС — исправленных суммарных газовые показаний Г_сум, которое применялось для прогнозной оценки характера насыщения пластов В настоящее время Г_сум используется только в качестве индикационного параметра, показывающего наличие газовой аномалии против соответствующего интервала разреза скважины.

Суммарное содержание «тяжелых» УВ Г_т.сум представляет собой выраженное в процентах приближенное объемное содержание УВ за исключением метана в газовой смеси. Одновременная регистрация Г_сум и Г_т.сум по стволу скважины позволяла грубо оценивать характер пластов, отмеченных газовой аномалией. Объемные содержания УВ в ГС С_an, ранее называвшиеся абсолютными содержаниями, представляют собой выраженные в процентах объемные содержания отдельных компонентов УВ в ГС. Величины С_an являются в настоящее время основными исходными параметрами газового каротажа. Они определяются по результатам высокочувствительного компонентного экспресс-анализа ГС, проводимого по стволу скважины. В процессе этого анализа фиксируются либо амплитуды пиков хроматограммы А_n (обычно для шести предельных УВ¹), либо площади пиков F_n. по которым находятся С_an в процентах:

C_8n = 0.5k_mn * k_qn * A_n

С_an = k_4n * F_n

Где:

— покомпонентные коэффициенты загрубения масштаба записи амплитуд ;

— в мм;

— покомпонентные коэффициенты чувствительности хроматографа к УФ в %/мм.

Относительные содержания УВ С_оn представляют собой выраженные в процентах относительные содержания УВ в ГС, когда суммарное содержание УВ принимается за 100%. С_on являются важными параметрами газового каротажа, по которым производится качественная интерпретация его данных, определение индекса компонентного состава газа в пласте I_кг (см. ниже). Величины С_on определяются из выражения:

_an

Где:

С_on и С_an — в %;

m — число анализируемых компонентов УВ (обычно m=6).

Индекс компонентного состава газа в пласте I_кг предназначен для разделения пластов по С_on на газосодержащие (газоносные и водоносные с растворенным газом) — I_кг = 1, нефти и газа содержащие (нефтегазоносные и водоносные с растворенным газом и остаточной нефтью) — I_кг = 2 и нефтесодержащие, (с остаточной нефтью) — I_кг = 3. Для отдельных районов с нефтеносными пластами, имеющими низкие газовые факторы нефти, по индексу I_кг разделяют пласты на непродуктивные (водоносные) — I_кг = 4 и нефтеносные — I_кг = 5.

Индексы I_кг определяют по специальным палеткам РАГ (раздельный анализ газов), на которых нанесены средние значения С_on или зоны значений С_on соответствующие типовым залежам данного района с известным индексом I_кг. Нанося на эти палетки величины С_on, определенные для исследуемого пласта, находят индекс соответствующий исследуемому пласту. Флюидные коэффициенты С_nm предназначены для лучшей дифференциации разреза скважины по составу ГС, когда содержания ряда УВ близки к фоновым значениям. Это обеспечивается записью величин С_am или суммы их для тяжелых УВ, которые содержатся в ГС в незначительных количествах, в гиперболическом масштабе и умножением полученного числа на С_an для одного легкого УВ (обычно метана) или суммы их для легких УВ.

На практике при газовом каротаже оперируют флюидными коэффициентами следующих типов:

Где:

С_nm — в долях;

C_an, C_aq, C_am и C_ap — в %;

n и q — легкие компоненты УВ, содержащиеся в ГС в больших количествах;

m и p — тяжелые УВ, содержащиеся в ГС в незначительных количествах.

Флюидные коэффициенты типа С_nm1 используются для прогнозирования нефтегазоносных пластов до их вскрытия скважиной, а флюидные коэффициенты типа С_nm2 или С_nm4 — для оперативного выделения перспективных на нефть и газ интервалов в разрезе скважины и прогнозной оценки характера насыщения пластов.

Суммарное содержание УВ в ПЖ Г_х.сум. представляет собой выраженное в процентах суммарно-объемное содержание УВ в ПЖ на устье скважины. Величина Г_х.сум определяется из выражения:

Если в качестве ДНД используется дегазатор, в котором дегазация промывочной жидкости производится в положении, приближающемся к динамическому фазовому равновесию (например, дегазатор с интегрирующим контуром), или:

Если в качестве ДНД используются дегазаторы, в которых это положение не обеспечивается.

Здесь k_дn — покомпонентные коэффициенты извлечения УВ из ПЖ в ДНД (обычно постоянные для данного района); k_x.дn — покомпонентные коэффициенты дегазации, периодически определяемые при калибровке канала ДНД — хроматограф, в см³/(л%).