Газометрия скважин во время бурения (стр. 2 из 3)
Прогнозирование продуктивных пластов до их вскрытия основано на обогащении углеводородами пород-покрышек, перекрывающих продуктивные пласты, причем поле легких углеводородов распространяется выше, чем поле тяжелых. При приближении к залежи газосодержание бурового раствора и доля тяжелых компонентов возрасают, что можно обнаружить при высокочувствительном анализе.
Для определения продуктивных пластов на этапе предварительной интерпретации выделяют аномалии на диаграммах суммарного газосодержания и приведенного газосодержания, которые приближенно вычисляют с помощью станции путем введения поправки за значения коэффициентов разбавления и дегазации, но без учета фонового газосодержания в буровом растворе, закачиваемом в скважину. Для каждого аномалийного интервала строят кривые компонентного состава газа и сравнивают их с эталонными кривыми компонентного состава для типовых залежей данного района (рис. 2). Если фактическая и одна из эталонных, кривых близки, то делают предварительный вывод о соответствующем насыщении пласта (водоносный нефтеносный и т. п.).
 |
Далее средние приведенные газопоказания для исследуемого аномалийного интервала сравнивают с аналогичными величинами, полученными для продуктивных пластов залежей, изученных ранее, залегающих на близких глубинах.
Окончательную интерпретацию результатов газометрии на этапе комплексной интерпретации всех материалов ГИС осуществляют следующим образом. Сопоставляя диаграммы приведенных газопоказаний с данными других методов ГИС, на диаграмме отмечают интервалы коллекторов, выделяемых по> комплексу данных ГИС. Затем переходят к определению характера насыщения тех интервалов коллекторов, к которым приурочены аномалии приведенных газосодержаний. Усредняя результаты компонентного анализа газа в интервале пласта-коллектора, строят усредненную кривую компонентного состава для каждого пласта. Вычисляют более точные значения приведенных газопоказаний, внося поправку в кривую газопоказаний: за наличие фоновых газопоказаний Гф в буровом растворе, закачиваемом в скважину, и за размыв аномалии при подъеме-раствора на поверхность. Для этого из измеренных суммарных показаний вычитают фоновые, а среднее значение разностных величин против аномалии умножают на отношение мощности аномалии к мощности коллектора. Умножив далее полученную величину на коэффициенты дегазации и разбавления, находят приведенные газопоказания Гпр.
Если кривая компонентного состава подобна кривой для газовых пластов, вычисляют газосодержание пласта (в %) по формуле Гсум = =0,037Г прzТ / Рпл, где Т — пластовая температура, К; Рпл — пластовое давление, МПа; z— коэффициент сверхсжимаемости газа.
Полученная величина Гсум может быть ниже истинного газосодержания пласта (равного knkr) из-за явления опережающего проникновения фильтрата в пласт. Для оценки характера насыщения пласта суммарное газосодержание Гсум сравнивают с его значениями для типичных водоносных и газоносных пластов. Если кривые компонентного анализа близки к таковым для нефтеносных или нефтегазоносных пластов, вычисляют остаточное (после опережающего проникновения фильтрата) неф-тегазосодержание пласта Гнг по формуле Гнг=100 ГпрB/G, где В— коэффициент увеличения объема нефти в пластовых условиях; G— газовый фактор нефти.
Расчетную величину Гнг сравнивают с величинами, типичными для водоносных и нефтеносных пластов данного района. В большинстве районов нефтеносным пластам соответствуют значения Гнг более 5%, для водоносных — менее 5%.
2. Профилеметрия скважин. Аппаратура, записываемые кривые и их интерпретация.
Наряду с кавернометрией в практике глубокого бурения скважин используется профилеметрия. Профилемеры отличаются от каверномеров лишь тем, что в них диаметры, измеряемые в двух взаимно перпендикулярных направлениях парами противоположных рычагов, не осредняются электрической схемой прибора, как это происходит в каверномере, а регистрируются в виде вертикальных профилей стенок независимо друг от друга. Каверномером измеряют
dc. м + dс. Б d= 2 ,
где dc.б— диаметр скважины, больший номинального dH; dc.м — то же меньший номинального.Таким образом, кавернограмма — результат осреднения двух профиле-грамм аппаратурным способом. Профилеграмма и кавернограмма могут быть получены одновременно путем суммирования сигналов, идущих по двум профилеметрическим каналам, не увеличивая времени задалживания скважины под геофизические работы.
Основным назначением профилеметрии является выделение желобов на стенках бурящейся скважины. На процессе желобо-образования сказываются различные факторы: лито логическийсостав пород, угол наклона и интенсивность искривления скважины, свойства промывочной жидкости, технология бурения число спуско-подъемных операций и др. Интерпретация профилеграмм сводится к оценке формы и размеров поперечного сечения скважины. Точное решение этой задачи затрудняется из-за недостаточности четырех точек, измеренных с помощью рычагов, для установления конфигурации сечения скважины, и вследствие неопределенности положения в пространстве взаимно перпендикулярных большой и малой осей желоба (dc.6 и dC.M).При интерпретации профилеграмм важное значение имеет их воспроизводимость при повторных замерах. Воспроизводимость может быть достигнута при относительно одинаковом взаимном положении рычагов профилемера в скважине. Экспериментально доказано, что при произвольном вращении прибора в скважине в большем числе случаев одна из пар измерительных рычагов занимает положение, соответствующее максимально возможному их раскрытию, что способствует однозначности замера.
Рис. 3. Конфигурация сечения скважины по профиле грамме, определяемая геофизическим построением.
d3— диаметр замкового сечения
Конфигурацию сечения скважины по профилеграмме определяют графически (рис. 3). Такое построение дает лишь приближенное представление о конфигурации сечения скважины. Легко заметить, что наиболее узкая часть желоба не всегда контролируется диаметром замкового сечения. В зависимости от положения центра прибора в скважине (возможность смещения которого заложена в его конструкции) форма сечения может существенно меняться при одинаковых значениях dc. б и dc. м (рис. 4)
Таким образом, профилеграмма служит в основном как качественный индикатор желобов, которые влекут за собой прихват бурильных инструментов и вызывают тяжелые формы аварий при бурении. Кроме того, профилеграмму используют при реше-нии и других задач: предупреждении осложнений при спуске обсадных колонн, выборе интервалов пакеровки при работе пласто-испытателями на бурильных трубах и т. п.
На интенсивность желобообразования значительное влияние оказывает литологический состав пород. Под интенсивностью процесса желобообразования в скважине понимают отношение суммарной длины lж фактически выделенных в рассматриваемом интервале желобов к мощности исследуемого интервала h, выраженное в процентах. Установлено, что в большинстве случаев желоба приурочены к глинистым породам: глинам, глинистым алевролитам, мергелям; интенсивность достигает здесь 30—40%. Значительно реже желобообразование наблюдается в песчаниках и известняках, где интенсивность составляет 3—10%. В геохимических породах (ангидриты, гипс, соль) желоба не образуются. Масштабы регистрации профилеграмм выбирают такие же, как и для кавернограмм. Профилеграммы на копиях совмещают По линии номинального диаметра. Здесь же вычерчивают и ка-вернограмму.
3. Опишите, как определяется коэффициент нефтегазонасыщения по данным методов сопротивлений.
а) Определение коэффициентов нефтенасыщения, газонасыщения и нефтегазонасыщения по данным метода сопротивлений для гидрофильных межзерновых коллекторов