Все полученные результаты работ за сутки геологом и геофизиками станции ГТИ оформляются в виде суточного рапорта с указанием технологических параметров, технико-экономических показателей бурения, баланса времени работы вахты, буровой бригады (буровой установки). Результаты геохимических исследований и фракционного анализа шлама, предполагаемое литологическое расчленение пробуренного интервала.
По способу привязки получаемой информации методы ГТИ подразделяются на методы с мгновенной привязкой информации к разрезу и методы с задержкой информации на величину отставания промывочной жидкости и шлама.
Первоочередное расчленение разреза производилось по данным механического каротажа, то есть по скорости бурения пород с различными физическими свойствами (исключая влияние технологических параметров и допуская зависимость скорости бурения только от литологии) определялась литология этих пород, еще не видя их даже в шламе, но имея перед глазами (и в уме) прогнозный разрез.
Механический каротаж как метод основан на изменении скорости бурения (Vмех.) или обратной ее величины – продолжительности бурения заданного постоянного интервала (ДМК). При прочих равных условиях эти параметры зависят от литологического состава пород и коллекторских свойств. Метод применяется для литологического расчленения разреза, выделения коллекторов и зон АВПД.
Механический каротаж проводится путем измерения времени бурения заданного интервала проходки (0,1; 0,2; 0,4; 1,0 м) или механической скорости с помощью датчиков, входящих в комплект геолого-технологической станции.
К основным факторам, снижающим информативность механического каротажа, относятся резкие изменения режимных параметров бурения, частые спуско-подъемные операции при малых интервалах долбления (2-3 м), применение разных типоразмеров долот, бурение со значительным превышением гидростатического давления над пластовым. Кривые изменения механической скорости бурения или ДМК строятся на сводной диаграмме геологических исследований, а сведения об изменении и средних значениях механической скорости заносятся в ежесуточную сводку.
Расчет интенсивности поглощения раствора и проницаемости коллектора предпочтительнее производить путем контроля за изменением объема бурового раствора в одной приемной емкости, которая отделяется от других емкостей на период контроля, но как правило, контроль изменения объема производится по сумме объемов всех емкостей участвующих в циркуляции. Ограничения в применении способа определения момента вскрытия пласта по данным расходометрии связаны с отсутствием высокоточных датчиков для измерения расхода бурового раствора на выходе скважины и сложностью учета потерь раствора в циркуляционной системе на поверхности (утечки в желобной системе, потери на вибросите и т. д.).
Наиболее реальным для практического использования в настоящее время является метод изучения отношений механических скоростей на границах покрышка-коллектор. Остальные методы из-за сложности зависимостей между параметрами, несовершенства их измерения не всегда обеспечивают эффективное решение поставленных задач.
В проведении работ на поисковой скважине Тевлинско-Русскинского месторождения в качестве первичной информации о литологическом разрезе скважины и отслеживания пластов-коллекторов использовался метод механического каротажа – при изменении скорости проходки и ДМК предполагалось изменение литологии, что впоследствии подтверждалось (или опровергалось) данными газового каротажа и фракционным анализом шлама.
При подтверждении признаков наличия коллектора по данным анализа бурового раствора и шлама, буровой бригаде выдавались рекомендации на отбор керна или проведение ИПТ.
Наиболее реальным для практического использования в настоящее время является метод изучения отношений механических скоростей на границах покрышка-коллектор. Остальные методы из-за сложности зависимостей между параметрами, несовершенства их измерения не всегда обеспечивают эффективное решение поставленных задач.
После проведения геофизических исследований и интерпретации результатов ГИС производится окончательная привязка данных механического и газового каротажа к разрезу.
Основой интерпретации (например, определения момента вскрытия коллектора, оценки характера насыщения и др.) является прогнозный разрез на данную точку бурения, который составляется службой ГТИ с использованием материалов ГИС, ГТИ и полевой геофизики. На нем отмечаются прогнозируемые глубины залегания границ литолого-стратиграфических комплексов или отдельных регионально корректируемых пластов. Следует отметить, что на каждую скважину имеется геолого-технический наряд (ГТН), в котором также даются прогнозные глубины и литология по разрезу, однако ГТН дает общие сведения, так как составляется он для нужд буровой организации и не использует всей информации ГИС и особенно ГТИ.
Глава 6. Газовый каротаж
Газоаналитический канал состоит из следующих элементов: дегазатора, барбатера, влагоуловителя, ротаметра, хроматографа.
Основным элементом газоаналитического канала является хроматограф (ХГ), в котором происходит деление газовоздушной смеси, подаваемой на вход, на отдельные компоненты. В итоге мы получаем количественные и качественные значения первых пяти компонентов углеводородных газов, находящихся в газовоздушной смеси (метан, этан, пропан, бутан, пентан).
Под газоаналитическим каналом, в данном случае, понимается вся цепочка, регистрирующая газонасыщенность промывочной жидкости: дегазатор-газовоздушная линия-хроматограф-регистрирующая система-программа «Регистратор». Для дегазации раствора используется поплавковый дегазатор или дегазатор активного типа, размещенный на участке восходящего потока бурового раствора перед виброситом. Дегазатор отбирает всю поступающую из промывочной жидкости газовоздушную смесь без подтока воздуха. Газовоздушная линия обеспечивает поступление газа в станцию со временем отставания 2-9 минут (зависит от длинны газовоздушной линии). Хроматограф проводит отбор проб и в автоматическом режиме с циклом между анализами 2 мин. регистрируются следующие компоненты: метан, этан, пропан, бутан, пентан. Эти пять компонент используются для оценки характера насыщения пласта.
Газовый каротаж основан на изучении количества и состава газа, попавшего в буровой раствор из разбуриваемых или вскрытых скважиной пластов. Газовый каротаж используется для выделения нефтегазосодержащих пластов, зон аномально высоких поровых давлений, предупреждения выбросов нефти и газа. На кривых суммарных газопоказаний выделяются аномальные участки в 1,5 раза и более превышающих фоновые значения. Причины увеличения значений суммарного газа в процессе непрерывного бурения обуславливаются, в первую очередь, наличием пласта-коллектора. По составу газа можно предположить насыщение коллектора, например в водоносных коллекторах преобладает метан и относительное количество метана достигает до 99 %, тогда как в нефтенасыщенных пластах это значение не превышает 85 %. Однако, не всегда увеличение газопоказаний обуславливает наличие коллектора - ярким примером служит баженовская свита представленная битуминозными аргиллитами.
Недостатком газового каротажа является поздняя информативность, обусловленная задержкой по времени с момента газопроявлений из пласта до поступления на газоаналитическую аппаратуру станции, так называемое время отставания. Для нивелирования данного недостатка, и предварительного определения характера насыщения пластов, при изменении данных механического каротажа производится остановка углубления на величину отставания промывочной жидкости.
Привязка данных газового каротажа осуществляется программой регистрации по данным времени отставания, складываемой из времени отставания циркуляции бурового раствора в скважине и газовоздушной линии (ГВЛ). Время циркуляции бурового раствора рассчитывается из отношения объема затрубного пространства и расходом промывочной жидкости.
Глава 7. Оценка качества геолого-технологического материала.
Передача материалов ГТИ в КИП геофизического предприятия производится начальником партии ГТИ согласно внутреннего регламента геофизического предприятия. Рекомендуется передавать материалы в КИП еженедельно, если иное не оговаривается Заказчиком. Обязательной сдаче в КИП подлежат данные ГТИ на момент проведения очередного каротажа.
Обязательной сдаче в КИП подлежат следующие материалы:
• цифровой материал по скважине (или за интервал) на регламентированном типе носителя;
•рабочий журнал по скважине
•результаты экспресс-анализов, проводимых, непосредственно на скважинах проб шлама, керна, промывочной жидкости, пластового флюида, (в случае их отбора опробователями на кабеле или испытателями на трубах);
• сведения о литологическом составе и коллекторских свойствах пород;
• сведения об интервалах с люминесценцией и повышенными газопоказаниями, с указанием процентного содержания и компонентного состава углеводородов;
• сведения об интервалах с повышенным содержанием нефти в пробах шлама по данным ИК-спектрометрии;
• сведения о прогнозируемом пластовом (поровом) давлении;
• рекомендации операторов с отметкой о их выполнении;
• заключение по результатам ГТИ о выделенных перспективных интервалах и характере их насыщения, включающие рекомендации на проведение последующих технологических операций (продолжение бурения, испытания в открытом стволе, отбор грунтов и проб пластовых флюидов, спуск обсадной колонны и т. д.)