Газометрия во время бурения - Геохимические методы исследования скважин

При изучении разрезов скважин, особенно для выделения нефтегазоносных пластов, применяют ряд физико-химических методов, объединяемых под названием геохимических. Наибольшее распространение получили газометрия скважин и методы-изучения шлама, относящиеся к числу прямых методов исследования разрезов скважин. Углеводородные газы нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений имеют различный качественный и количественный состав. Так газы нефтяных месторождений содержат до 50 - 60% метана и до 40 50% тяжелых углеводородов - этана, пропана, бутана и парообразных углеводородов - пентана, гексана и др. В газовых месторождениях тяжелых углеводородов немного (не более 2-3%), в то время как количество метана достигает 97-98%. Более высокая концентрация тяжелых углеводородов свойственна конденсатным залежам. В составе пластовых газов встречаются также сероводород, углекислый газ, азот, водород и другие газы. Пластовые воды тоже содержат растворенные газы. Газонасыщенность поземных вод нефтегазоносных провинций колеблется от 0,5 до 5 м3/м3. Основными газовыми компонентами, растворенными в воде, являются азот и метан, в небольших количествах отмечается кислород, аргон, гелий, сероводород, этан, пропан и другие гомологи метана. В некоторых районах (Кавказ) в Пластовых йодах преобладает углекислый газ. В водах, контактирующих с залежами нефти и газа, преобладают углеводороды, причем, вблизи нефтяных месторождений заметно увеличение количества тяжелых углеводородов. Иногда состав газовой смеси, растворенной в пластовой воде, мало отличается от компонентного состава газа, выделяющегося из нефтеносных и газоносных пластов, контактирующих с водоносными. Углеводородные газы в горных породах могут находиться в свободном и растворенном состоянии, в виде конденсата в водах и нефтях, я также в сорбированном состоянии. Свободные и растворенные и воде углеводородные газы по составу (при прочих равных условиях) различаются незначительно, поскольку коэффициенты растворимости углеводородов в поде близки. В нефти лучше растворяются тяжелые газообразные углеводороды, благодаря чему растворенный в нефти газ обогащен ими больше, чем свободный. Сорбированный газ по составу заметно отличается от свободного и растворенного газов. Он обогащен тяжелыми компонентами углеводородных газов, обладающими самыми высокими коэффициентами адсорбции, возрастающими пропорционально увеличению молекулярной массы углеводородов (метан, этап, пропан, бутан и т. д.). Горные породы имеют разные сорбционные свойства по отношению к углеводородам. Например, глинами углеводороды сорбируются интенсивнее, чем песчаниками. Глинистые частицы промывочной жидкости практически не сорбируют углеводородных газов, так как углеводороды не в состоянии вытеснить с поверхности глинистых частиц прочно связанную воду. В процессе бурения скважин газ, нефть и вода, содержащаяся в пласте, могут поступать в промывочную жидкость различными путями: благодаря механическому переходу флюида в раствор из выбуренной долотом породы, посредством фильтрационных и диффузионных процессов. Основное газообогащение промывочной жидкости происходит в процессе механического перемещения флюида из объема выбуриваемой породы. При бурении коллекторов вследствие некоторого перепада пиления между промывочной жидкостью и пластом создаются условия для проникновения в пласт фильтрата этой жидкости и происходит заметное оттеснение пластового флюида из коллектора, особенно при наличии з нем крупных пор, трещин и каверн, а также при плохом качестве промывочной жидкости большой водоотдаче). Это явление опережающей фильтрации (или инфильтрации) может привести к искажению данных о газосодержании разбуриваемого пласта, которое необходимо учитывать при интерпретации результатов газометрии скважин в процессе бурения. Газ, нефть и конденсат, попавшие в процессе бурения в промывочную жидкость, размешиваются в пей и транспортируются по скважине от забоя до земной поверхности. На пути следования постепенно снижаются давление и температура жидкости, вследствие чего происходят фазовые превращения газа. Свободный газ, попав из пласта в промывочную жидкость, постепенно частично или полностью растворяется в ней. Жидкий газоконденсат по мере движения вверх по стволу скважины переходит в газообразное состояние. Газ, образовавшийся из газоконденсата, может частично или полностью растворяться и промывочной жидкости и транспортироваться на земную поверхность в свободном в растворенном состоянии. Аналогичные явления происходят и с нефтью, если имеющийся и ней газ находится лишь в растворенном состоянии. В отличие от конденсата, который весь переходит в газообразное состояние, из нефти выделяется лишь растворенный газ и частично - наиболее легко кипящие жидкие углеводороды. Растворенный пластовой воде газ, в незначительном количестве попавший в промывочную жидкость, при транспортировке на земную поверхность находится, как правило, в том же растворенном состоянии. При высоком газосодержании пластовой воды газ частично может дойти до поверхности в свободном состоянии и растворенном в промывочной жидкости и нефти, в растворенном и адсорбированном состоянии в шламе и керне. При подъеме углеводородного газа с забоя на земную поверхность первичный его состав, а следовательно, и компонентное соотношение не изменяются, что очень важно при прогнозировании тина залежи.

Таким образом, газометрия скважин в процессе бурения основа на том, что находящиеся в газоносных, нефтегазоносных и нефтеносных пластах углеводородные газы при разбуривании пластов переходят в промывочную жидкость и создают в ней зоны повышенной газонасыщенности. Эти зоны при проведении суммарного газового анализа по стволу скважины в процессе бурения отмечаются аномалиями на кривой суммарных газопоказапий ГСУМ и характеризуют пересечение газосодержащих пластов скважиной. Компонентный состав газа определяет тип залежи (газовая, нефтяная, обводненная).

Для проведения работ применяются газокаротажные станции - автомашины, в которых располагаются газоанализаторы, позволяющие анализировать газ, поступающий из дегазатора, определять присутствие нефти в буровом растворе и другие. Результаты, полученные при помощи газоанализатора, автоматически регистрируются в компьютере. Учитывая скорость проходки скважины и ее глубину, вносятся поправки, позволяющие более точно определить местоположение залежей нефти и газа по разрезу скважины. Для отбора газа из циркулирующего по скважине глинистого раствора применяют дегазаторы. Содержание газа определяют газоанализатором путем извлечения газа и определения его количества. При бурении скважин с отбором керна газовый каротаж может быть проведен и по кернам.

Схема газометрии скважин

I - дезагазотор: 1 - желоб буровой; 2 - корпус дегазатора; 3 - электродвигатель дегазатора; 4 - лопастная вертушка; II - газовоздушная линия от дегазатора к станции; III - суммарный газоанализатор: 5 - отстойник с водой для очистки газовоздушной смеси от механических примесей; 6 - ротаметр для измерения расхода смеси через камеру детектора; 7 - ротаметр для регулирования расхода смеси; 8 - ротаметр для измерения расхода смеси через хроматермограф; 9, 10 - камеры с рабочим и компенсирующим элементами катарометра, 11 - реохорд для балансировки измерительного моста; 12 - переменный резистор для регулирования напряжения питания моста; 13 - вентиль для регулирования расхода смеси по ротаметру 7; TV - регистратор суммарных газопоказаний; V - установка вакуум-насоса: 14 - ресивер (емкость вакуум-насоса); 15 - вакуумметр; 16 - вакуум-насос; 17 - вентиль для регулирования расхода смеси по ротаметру 6; VI - установка компрессора: 18 - фильтр для очистки воздуха; 19 - компрессор; 20 - ресивер компрессора; 21 - манометр; 22 - вентиль для регулирования давления в пневматической линии; VII - хромотермограф; 23а и 236 - краны дозатора; 24 - дозатор; 25 - разделительная колонка; 26 - командный прибор для регулирования нагрева колонки и ее охлаждения; 27 - синхронный электродвигатель командного прибора; 28-фильтр; 29 - плазменно - ионизационный детектор; 30 - вентиль для регулирования расхода воздуха через детектор; VIII - регистрирующий прибор хромотермографа; IX - генератор водорода для питания детектора хромотермографа

Похожие статьи




Газометрия во время бурения - Геохимические методы исследования скважин

Предыдущая | Следующая