Методические указания по изучению дисциплины «ПРОМЫСЛОВАЯ ГЕОФИЗИКА». 4.МУ_Промысловая геофизика_ 07.11.21_44с_на печ.. Методические указания по изучению дисциплины для обучающихся технических направлений всех форм обучения Составитель
 Скачать 1.46 Mb.
|
Тема: «Газовый каротаж»Цель лабораторной работы – приобретение знаний, умений и навыков по работе с диаграммным материалом. Содержание практической работы. 1. Изучить методику работы с диаграммным материалом. Просмотреть на планшете, выданном преподавателем, все кривые методов ГИС, шкалы их ГП и масштабы глубин. 2. Отметить штриховкой простым карандашом выделенные пласты с низкими либо высокими значениями ГП. З. Снять показания ГП выделенных пластов. Краткие теоретические сведения Газовый каротаж основан на изучении количества и состава газа, попавшего в буровой раствор из разбуриваемых или вскрытых скважиной пластов, содержащих углеводородные газы. Газовый каротаж используется для выделения нефтегазосодержащих пластов, выделения зон АВПД, предупреждения выбросов нефти и газа. По способу проведения исследований различают газовый каротаж в процессе бурения и газовый каротаж после бурения. При газовом каротаже в процессе бурения непрерывно измеряется суммарное содержание сумм углеводородных газов и периодически (с дискретностью равной времени одного цикла анализа на хроматографе) – компонентный состав, попавших в буровой раствор из разбуриваемых горных пород. Газовый каротаж после бурения включает непрерывное измерение УВГ и периодическое измерение компонентного состава газа, попавшего в буровой раствор в результате диффузии или фильтрации УВГ из нефтегазоносных пластов при простое скважины. При проведении газового каротажа обязательна калибровка желобных дегазаторов путем проведения дегазации проб бурового раствора. Пробы отбираются непосредственно перед дегазатором. Момент отбора пробы фиксируется на хроматографе с учетом времени прохождения газа от дегазатора к хроматографу. Термовакуумная дегазация (ТВД) проб бурового раствора проводится при температуре бурового раствора 90°С и вакууме 0,09 МПа. Процесс дегазации пробы длится 10 мин. Газонасыщенность бурового раствора углеводородными газами рассчитывается по формуле (1).
где ∑Сi – суммарное содержание УВГ в выделившемся газе. Выделившийся из пробы газ анализируется на хроматографе. Концентрация каждого из углеводородных компонентов рассчитывается по формуле:
где Ci– объемное содержание i-го компонента в газе, извлеченном из пробы бурового раствора, %. Концентрации углеводородных газов в буровом растворе определяются с помощью расчетных листов (рис. 1). По оси абсцисс расчетного листа откладываются значения концентраций УВГ в газовоздушной смеси по хроматографу Сai, в момент отбора пробы для, а по оси у – концентрации углеводородных газов в буровом растворе Сpi. Графики перехода от Сpiк Сaiстроятся по 3…5 пробам для каждого углеводородного компонента. Калибровка дегазаторов производится не реже одного раза в сутки. Для каждого пробуренного метра рассчитывается среднее суммарное значение УВГ. При появлении положительных аномалий на диаграмме рассчитывается значение приведенных газопоказаний по хроматографу и относительное содержание УВГ. В интервалах повышенных газопоказаний для каждого метра рассчитывается относительный состав газа:
Давление рассчитывается по формуле:
Температура рассчитывается по формуле:
По вычисленным значениям по палетке (рис. 2) находится коэффициент сжимаемости газа. Если при вскрытии пласта наблюдается поглощение или проявление, рассчитывается их интенсивность по формуле:
где  – уменьшение или увеличение объема бурового раствора в приемной емкости за время наблюдения, л/мин;  – время наблюдения, мин; πDm- мощность пласта, м. Определяется по механическому каротажу и по результатам анализа шлама.
Если интенсивность фильтрации более 70…80 л/мин/м2, величина остаточного газосодержания не рассчитывается. При признаках проявления отбираются пробы бурового раствора, и по результатам термовакуумной дегазации и компонентного анализа дается заключение о характере насыщения пласта. Одновременно оператор предупреждает буровую бригаду о проявлении и интенсивности притока. Калибровка хроматографа производится не реже одного раза в месяц, а также после переезда на новую скважину или после замены сорбента в колонках хроматографа. Калибровка хроматографов проводится аттестованными газовыми смесями. Концентрация углеводородных газов по хроматографу рассчитывается по формуле:
где Cxi – концентрация i-го компонента углеводородного газа, %; Км – коэффициент загрубления масштаба; Kч – коэффициент чувствительности i-го компонента, %/мин; Ап – длина пики i-го компонента, мм. Результаты калибровок хроматографа приводятся на хроматограмме. Калибровка суммарного газоанализатора проводится не реже одного раза в месяц, а также после переезда на новую скважину, ремонта или замены чувствительных элементов анализатора. Оперативная интерпретация результатов газового каротажа в процессе бурения проводится в следующей последовательности. По кривой Гсум регистрируемой непрерывно в функции времени, выделяются аномальные участки (в 1,5 раза и более, выше фоновых значений) и определяется природа газовых аномалий. Если газовая аномалия обусловлена возможным поступлением газа из пласта, кривая Гсум сопоставляется с кривой Гсум..вых (с учетом времени отставания) построенной в принятом на сводной диаграмме масштабе глубин. При наличии на кривой Гсум..вых газовой аномалии для каждого метра рассчитываются значения Гх..пр, флюидных коэффициентов и определяется относительный состав газа. По палеткам раздельного анализа газа и по палеткам граничных флюидных коэффициентов, построенными применительно к исследуемой площади или району, определяют характер насыщения коллектора. Появление газовой аномалии на кривой Гсум. может быть обусловлено следующими причинами: – уменьшением расхода бурового раствора; – увеличением механической скорости проходки; поступлением газа из пласта (разбуриваемого или вышележащего); – поступлением газа из глин с аномально-высоким поровым давлением; – поступлением газа в раствор за счет эффекта свабирования (при подъеме бурильной колонны); – наличием в буровом растворе рециркуляционного газа; – наличием в буровом растворе примесного газа. Газовые аномалии, обусловленные первыми двумя из перечисленных выше причин, легко распознаются при анализе поведения кривых Q и Т. Содержание бурового раствора за счет поступления пластового газа зависит, главным образом, от величины дифференциального давления в системе "скважина-пласт", газонасыщенности пласта и его мощности. При превышении пластового давления над забойным величина Гсум. после прохождения пласта будет возрастать, и газовые аномалии характеризуются обычно большой амплитудой и продолжительностью. Поступление пластового газа, как из разбуриваемого пласта, так и из ранее пройденных пластов может привести к значительным газопроявлениям. К признакам, свидетельствующим об увеличении газообогащения бурового раствора за счет поступления пластового газа, относятся следующие: – большая длина газовой аномалии, обусловленная вскрытием пласта большой мощности; – медленное уменьшение или увеличение Гсум. после прохождения пласта за счет поступления газов из вскрытого пласта (мощность пласта определяется по изменению скорости иданным анализа шлама); – постепенное увеличение газопоказаний за счет поступления газа из вышележащих пластов. При разбуривании зон с аномально-высоким поровым давлением наблюдается увеличение Гсум., обусловленное повышением пористости глин и возрастанием, в связи с этим, объема газа, поступающего в буровой раствор. Аномалии данного типа характеризуются постепенным увеличением Гсум по мере вхождения в зону с аномально-высоким поровым давлением и установившимися повышенными значениями Гсум во время прохождения ее. Повышение Гсум бурового раствора, обусловленное поступлением в буровой раствор газа свабировакия, возникает при резком подъеме бурильного инструмента над забоем скважины при наращивании, спускоподъемных операциях, шаблокировке ствола скважины и т.д. При подъеме инструмента величина давления на призабойную часть пласта уменьшается за счет эффекта свабирования (поршневания) и в зависимости от скорости подъема инструмента, его компоновки и параметров промывочной жидкости может быть достаточна для создания депрессии и вызова притока из пласта, подвергающегося влиянию свабирования. Газовые аномалии данного типа обычно характеризуются резким выплеском и быстрым затуханием Гсум. Поступление газа в буровой раствор за счет эффекта свабирования может привести к значительному повышению газонасыщенности и даже к выбросу при наличии сальника на бурильном инструменте и резком подъеме инструмента. Появление газовых аномалий за счет наличия в буровом растворе рециркуляционного газа бывает обусловлено плохой очисткой и дегазацией выходящего из скважины раствора, вследствие чего газ, не успевший выделиться в атмосферу, закачивается обратно в скважину. Появление аномалий данного типа наблюдается с отставанием на величину полного цикла промывки от момента регистрации предыдущей газовой аномалии и отличается от нее более пологой формой амплитуды и более "тяжелым" относительным составом газа. Газовые аномалии могут быть связаны с поступлением в буровой раствор газа, обусловленного добавками нефтепродуктов и щелочных химреагентов. Добавки в буровой раствор нефтепродуктов (особенно недегазированной нефти) значительно повышают общий газовый фон и часто ведут к полной потере полезной информации. Распознавание причины аномалии обычно не представляет затруднений, если осуществляется тщательный контроль за вводимыми в буровой раствор добавками. При выявлении газовой аномалии, обусловленной поступлением в буровой раствор пластового газа, определяется характер насыщения пласта по изменению относительного состава газа и флюидных коэффициентов, для чего значения и флюидных коэффициентов наносятся на палетки. Палетки строятся для данного района по результатам на ранее пробуренных скважинах исследуемой площади или по соседним площадям района. При наличии в исследуемом районе большого объема фактического материала по газовому каротажу можно на основе статистической обработки геохимической информации и данных испытаний пластов-коллекторов определить граничные значения флюидных коэффициентов для продуктивных и непродуктивных пластов и на трехкоординатной диаграмме выделить так называемую продуктивную область значений флюидных коэффициентов. На координатной сетке строится треугольник флюидных коэффициентов путем проведения линий, соответствующих значениям по трем координатным осям, расположенным под углом 120° справа налево. После построения треугольника соединяются углы базового и полученного треугольника. Точка пересечения трех линий обозначается порядковым номером анализа. Сумма углеводородных газов складывается из суммы метана, этана, пропана и бутана. Если вершина построенного треугольника смотрит вниз - коллектор нефтенасыщенный, если вверх – газонасыщенный. Площадь треугольника позволяет судить о газовом факторе пласта. Большой треугольник с вершиной, смотрящей вверх, свидетельствует о чисто газовой залежи, а большой 'треугольник с вершиной вниз - чисто нефтяной залежи. Если точка пересечения трех линий попадает, в область исследуемого района, пласт представляет промышленную значимость, если не попадает -пласт непродуктивный. При незначительном объеме фактического материала по ранее пробуренным на площади скважинам с помощью трехкоординатной диаграммы можно судить только о характере насыщения коллектора (нефть, газ). Задание. 1. Просмотреть на планшете, выданном преподавателем, все кривые методов ГИС, шкалы их ГП и масштабы глубин (рис. 3). 2. По предложенным диаграммам выделить пласты с низкими либо высокими значениями ГП, отметить штриховкой простым карандашом выделенные пласты. При отбивке пластов необходимо руководствоваться правилами, описываемыми выше. З. Для выделенных пластов снять показания ГП. Контрольные вопросы. 1. Назовите цель лабораторной работы. 2. На основании каких параметров основано изучении газового каротажа? 3. С какой целью используется газовый каротаж? 4. По способу проведения исследований какие различают типы газового каротажа? 5. Какие измерения проводят непрерывно при газовом каротаже в процессе бурения? 6. Каким методом проводится калибровка желобных дегазаторов при проведении газового каротажа? Лабораторная работа № 5 |
,
,