Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Газовый каротаж основан на исследовании количества и состава газа в промывочной жидкости, эвакуированной из скважины,, измерении ряда параметров, характеризующих режим бурения скважин, и переходе от этих параметров к количеству и составу газа в пласте, вскрытом скважиной [122].

„Газовый каротаж подразделяется на газовый каротаж в процессе бурения, при котором определяется газ, попавший в промывочную жидкость на забое скважины при разрушении пласта долотом, и газовый каротаж после бурения — ГКПБ (диффузионный каротаж), когда используются простои скважины и выявляются аномалийно газонасыщенные порции промывочной жидкости, связанные с диф­фузионным процессом газообогащения промывочной жидкости на контакте с газосодержащим пластом» а ;также комплексный газо­вый каротаж, заключающийся в том, что газовый каротаж как в процессе бурения, так и после бурения проводят без специально запланированных простоев скважин [122].

В развитии техники и методики газового каротажа можно про­следить пять этапов, отличающихся специфичностью применяемой техники и методики интерпретации получаемых результатов.

Первый этап (до 1958 г.) характеризуется использованием по­луавтоматических газокаротажных станций ПГКС-1, ПГКС-2 и ГКС-3, которые позволили измерять суммарное содержание углеводородных газов в газовоздушной смеси Гсум, получаемой в результате непрерывной дегазации промывочной жидкости с помощью дегазатора непрерывного действия, и скорость буре­ния скважины V Эти параметры записывали вручную в рабо­чем журнале. В этот период газовый каротаж применялся толь­ко для выделения в разрезе скважины перспективных по газо — нефтепроявлениям интервалов без точной привязки их к ис­тинным глубинам.

Переход ко второму этапу был связан с внедрением в практи­ку газокаротажных работ метода компонентного газового анали­за на предельные углеводородные газы от метана СН4 до гексана С6НМ (С, — С6), который был осуществлен на хроматографах (хро — матермографах) типа ГС’Г-Л в 1957 г.

Второй этап (1958—1965 гг.) характеризуется внедрением в практику работ методики качественной интерпретации данных газового каротажа, заключающейся в выделении перспективных пластов по кривой /т, и определении характера насыщения пла­ста (газоносный, нефтеносный, водоносный) путем сравнения состава газа исследуемых отложений со специальными эталон­ными палетками раздельного анализа газа, характерными для определенного типа залежей.

В это же время появились автоматические газокаротажные стан­ции типа АГКС-55/59, которые давали информацию, позволяющую строить кривые изменения и продолжительности бурения 1 м скважины Ти а также определять относительные концентрации пре­дельных углеводородов от метана до гексана (С, — С6) для отдельных точек скважины на хроматографе ХТ-2М [122].

Компонентный анализ газовоздушной смеси, полученный при непрерывной дегазации промывочной жидкости, дал возможность существенно повысить эффективность газового каротажа и рас­ширить масштабы его внедрения. Однако низкая степень дегаза­ции промывочной жидкости дегазаторами непрерывного дейст­вия и сравнительно низкая чувствительность хроматермографов с термохимическими детекторами приводили к тому, что в не­благоприятных геолого-технических условиях не удавалось об­наружить тяжелых углеводородов, концентрации которых могут быть довольно низкими.

Это обстоятельство обусловливало необходимость отбора проб промывочной жидкости, их дегазации и компонентного анализа газа. Эти операции, помимо трудоемкости, характеризовались эпизодичностью исследования отдельных точек скважины. Ка­чественная методика интерпретации данных газового каротажа не позволила решать поставленные задачи в случае, если про­дуктивные и водоносные пласты имели газ близкого состава.

Для разделения продуктивных и водоносных пластов с близким компонентным составом в тресте Саратовнефтегеофизика была раз­работана методика, основанная на определении остаточного газосо — держания /> и остаточного нефтегазосодержания пласта.

Использование данной методикшз ряде районов России пре­допределило переход к третьему этапу в развитии газокаротаж­ных работ.

Третий этап (1965—1970 гг.) характеризуется внедрением в практику работ методики количественной интерпретации дан­ных газового каротажа, разработанной в тресте Саратовнефтеге — офизика [175].

По величине Т7, газосодержащие пласты делят на газонос­ные и водоносные, а по величине Рт нефтегазосодержащие (или нефтесодержащие) пласты делят на нефтегазоносные (или нефтеносные) и водоносные с растворенным газом и остаточ­ной нефтью. Так, для районов Саратовского Поволжья значе­нию < 1 % должен соответствовать водоносный пласт с рас­творенным газом, значению 2-^5% — газоносный пласт с высокой проницаемостью и большим ожидаемым дебитом газа, значению = 6-ь 11 % — газоносный пласт со средней прони­цаемостью и небольшим ожидаемым дебитом газа, значению /V > 12% — газоносный пласт плохой проницаемости с малым ожидаемым дебитом газа (или приток вообще отсутствует). Как правило, величине < 5% отвечают водоносные пласты, а величинам > 5% — продуктивные. Характер насыщения пластов определяется по результатам компонентного анализа по палетке РАГ.

Внедрение метода количественной интерпретации данных га­зового каротажа позволило в районах его применения повысить достоверность заключений о характере насыщения пластов по данным газового каротажа и довести ее до 65—70%.

Однако эта методика обладает рядом недостатков, основные из которых — необходимость отбора проб промывочной жидко­сти для ТВД, что исключает ее использование при высоких ско­ростях бурения, невозможность применения методики при буре­нии с отбором керна [122], большие погрешности и т. д.

На третьем этапе развития техники и методики газового ка­ротажа во ВНИИгеофизике была создана новая автоматическая газокаротажная станция АГКС -65, а затем разработана методика количественной интерпретации, рассчитанная на использование информации, зарегистрированной станцией. Это позволило усо­вершенствовать методики количественной интерпретации тре­ста Саратовнефтегеофизика, что и предопределило переход к чет­вертому этапу газокаротажных работ.

Четвертый этап (1970—1975 гг.) характеризуется использованием станции АГКС-65 и применением методики количественной интер­претации данных тазового каротажа ВНИИгеофизики.

Станция АГКС-65 отличается от предыдущих моделей ГКС измерением более широкого комплекса газокаротажных пара­метров и регистрацией параметров по стволу скважины в ана­логовой форме в масштабе истинных и действующих глубин. Ряд параметров, характеризующих режим бурения скважины (расход промывочной жидкости на выходе из скважины @вых, продолжительность бурения 1 м скважины Ти коэффициент разбавления Е, показывающий, какой объем промывочной жид­кости, эвакуированной из скважины, приходится на единицу объема выбуренной породы), регистрируется на этой станции впервые [122].

На станции АГКС-65 установлен хроматермограф ХТ-2М с пане­лью пробоотборников. Все параметры, регистрируемые в масштабе глубин, измеряются дискретно с заданным постоянным шагом кван­тования по глубинам ДА, равным 0,25; 0,5 или 1,0 м.

Для регистрации газокаротажных параметров в масштабе ис­тинных глубин на станции АГКС-65 имеется специальное за­поминающее устройство, которое задерживает сигналы с дей­ствующих глубин на переменный интервал времени Гот эвакуа­ции из скважины объема промывочной жидкости, равного объ­ему затрубного пространства скважины. Это позволило повы­сить точность привязки газокаротажных параметров к истин­ным глубинам.

Широкое внедрение станции АГКС-65 в практику газового каротажа создало предпосылки для использования разработан­ной ВНИИгеофизикой методики количественной интерпрета­ции результатов непрерывного газового каротажа по стволу сква­жины [122].

Эта методика позволяет экспериментально установить связь между суммарными газопоказаниями Гсум и газонасыщенностыо промывочной жидкости <7, определить новый параметр, непо­средственно характеризующий газосодержание пласта — приве­денные газопоказания Гпр, и найти по величине Гпр остаточное газосодержание пласта ^ [122].

Приведенные газопоказания Гпр могут быть определены по величине зафиксированной станцией АГКС-65 по стволу скважины:

/пр= (4.51)

здесь кя — коэффициент дегазации.

К *7ср/^СУМ. !Р

где /сум.« — суммарные газопоказания, исправленные с уче­том фона и компонентного состава газа [122]; <УсР — средняя газонасыщенность раствора по данным ТВД (несколько проб);

Е — коэффициент разбавления.

Если по данным компонентного анализа пласт характеризу­ется как газосодержащий, нефтегазосодержащий или нефтесо­держащий, а по величине Г„р как продуктивный, то такой пласт считается перспективным для детальных промыслово-геофизи — ческих исследований и опробования.

Особенность методики ВНИИгеофизики заключается в том, что величины Рг и Рт вычисляются по величине Г„р [122]:

= 0,37Гпр О — . (4.52)

РЛ Л

„ П760

,,г = {~1Г+ 7пр’ (4-53)

где г — коэффициент сжимаемости газа;

Т — температура пласта;

Рш — пластовое давление;

II — глубина залегания плас га.

Составленные номограммы и палетки упрощают определение

и Рт [122].

Использование станции типа АГКС-65 и методики количест­венной интерпретации ВНИИгеофизики позволило резко повы­сить эффективность газового каротажа на этапе предваритель­ных заключений.

Однако из-за низкой чувствительности газоаналитической ап­паратуры станции АГКС-65 снижается ее эффективность в не­благоприятных геолого-технических условиях (низкие скорости бурения, низкие газовые факторы и т. д.), что приводит к необ­ходимости применения трудоемкого эпизодического отбора проб промывочной жидкости для ТВД.

Проведение высокочувствительного компонентного экспресс- анализа по стволу скважины с регистрацией кривых изменения отдельных компонентов в масштабе истинных глубин с помо­щью хроматографа ХГ-1Г, автоматическое определение величи­ны Гпр, выполнение комплексного газового каротажа без специ­альных простоев скважины и одновременная регистрация пара­метров в аналоговой и цифровой форме (что позволило прово­дить комплексную интерпретацию данных газового каротажа совместно с промыслово-геофизическими данными с помощью ЭВМ) явились основанием для перехода к очередному пятому этапу развития техники и методики газового каротажа.

Пятый этап (1975—1980 гг.) характеризуется внедрением в прак­тику проведения работ автоматической станции АГКС-65 [122].

Серийное производство автоматической газокаротажной стан­ции типа АГКС-4АЦ с регистрацией расширенного комплекса газокаротажных параметров в цифровой форме и создание сис­темы оперативной интерпретации комплекса промыслово-гео­физических и геохимических исследований создают предпосыл­ки для существенного повышения геологической эффективно­сти комплекса промыслово-геофизических исследований и, в ча­стности, метода газового каротажа, о чем свидетельствуют при­меры опробования новых технико-методических средств газово­го каротажа в ряде районов России.

Высокочувствительный экспресс-анализ компонентного со­става газа по стволу скважины дает возможность, перейти к про­гнозированию продуктивного пласта по повышению микрокон­центраций газа в покрышках при приближении к нефтегазосо­держащим объектам, в том числе и с АВПД. Это обстоятельство позволяет ставить принципиально новые задачи, решение кото­рых ранее было невозможно. С другой стороны, в связи с поис­ками залежей нефти и газа на больших глубинах эффективность методов промысловой геофизики резко падает, а в ряде случаев они становятся вообще неэффективными [59]. Это заставляет ис­кать новые пути получения информации об объектах, располо­женных на значительных глубинах.

Одним из перспективных направлений является получение геологической информации в процессе бурения скважины (фильтрационный каротаж, каротаж по давлению и т. п.) [62, 71]. Усложнение технологии бурения глубоких скважин также требует детального геолого-технологического изучения разреза скважин в процессе бурения для решения задач оптимизации бурения скважин.

Таким образом, в последнее время появились новые задачи, ре­шение которых невозможно силами газокаротажной службы в обыч­ном ее понимании. Поэтому в настоящее время идет подготовка к новому этапу в развитии техники и методйки газокаротажных ис­следований — к переориентации этой службы в службу геолого­технологического контроля и управления на новой технико-мето — дической базе, основы которой уже заложены [47, 62, 80].

Шестой этап (до 1985 г.) предположительно должен характе­ризоваться созданием автоматизированных геолого-геофизико — технологических информационно-измерительных систем, рабо­ты над которыми ведутся во ВНИИгеофизике, ВНИИКАнефте — газе, ВНИИнефтепромгеофизике, в трестах Тюменнефтегеофи — зика, Саратовнефтегеофизика и др.

Методическое обеспечение данных систем должно гаранти­ровать решение таких задач, как прогнозирование вскрытия про­дуктивного объекта, определение характера его насыщения (в ряде случаев до вскрытия), определение типа коллектора, прогнозирование зон АВПД, оперативное управление процес­сом бурения, оперативное испытание объекта и т. п.

По мере накопления опыта в решении этих задач автоматизи­рованные информационно-измерительные системы в процессе бурения должны трансформироваться в геолого-технологические подсистемы АСУ-геология и АСУТП-бурения.

Динамику развития газового каротажа можно проследить в табл. 4.1, в которой показаны этапы развития техники и методи­ки газового каротажа. Методика и техника газового каротажа на различных этапах его развития описаны в литературе [122, 175, 178] и не требуют особых добавлений.

В заключение следует остановиться на часто не используемых полностью методических возможностях результатов компонент­ного состава газа. Во-первых, это широкое использование флю­идных коэффициентов, т. е. отношений компонентов между со­бой, с целью определения характера насыщения пластов, состоя­ния флюида в залежи, а также решения задач, связанных с гене­зисом данной залежи. Во-вторых, это определение изосоедине­ний в составе газовоздушной смеси, извлекаемой дегазатором непрерывного действия. Часто именно соотношения изо — и нор­мальных соединений помогают выявить геохимические анома­лии в разрезе исследуемой скважины, обусловленные различной генетической принадлежностью исследуемых объектов.

В тресте Тюменнефтегеофизика с 1965 г. используется экспресс­ная газожидкостная хроматография, позволяющая определять изо-

Таблица 4.1 Развитие техники и методики газового каротажа Этап Техника Методика Основание для перехода к следующему этапу I Полуавтомати­ческие станции ПГКС-1, ПГКС-2, ГКС-3 Выделение в разрезе перспективных газо­нефтепроявляющих интервалов без точ­ной привязки к глу­бинам Внедрение в практи­ку работ газовой хроматографии (компонентный анализ, интерпрета­ция по палеткам) (ВНИИгеофизика) II Полуавтомати­ческая станция ГКС-3, автомати­ческая станция АГКС-55/59 Качественная мето­дика газового каро­тажа, выделение пер­спективных пластов с определением ха­рактера их насыще­ния по палеткам раз­дельного анализа га­за (ВНИИгеофизика) Применение мето­дики количествен­ной интерпретации данных каротажа по термовакуумной дегазации (Саратовнефтегео — физика) III Автоматическая станция АГКС-55/59 Количественная ме­тодика по результатам термовакуумной де­газации проб промы­вочной жидкости по палеткам газонефте — насыщения и разде­льного анализа газа (Саратовнефтегео- физика) Применение методи­ки непрерывного газового каротажа и количественной интерпретации его результатов (ВНИИгеофизика) IV Автоматическая станция АГКС-65 Количественная ме­тодика непрерывного газового каротажа с автоматической привязкой к глубине Разработка аппарату­ры для автоматиче­ского определения Г, высокочувстви­тельной хроматогра­фии, регистрации результатов в циф­ровой форме

Продолжение табл.4.1 Этан Техника Методика Основание для перехода к следующему этапу V Автоматическая станция АГКС-4АЦ Количественная ме­тодика, автоматичес­кое определение Г, высокочувствитель­ный компонентный анализ, комплексный каротаж Применение мето­дики прогнозирова­ния залежи, включе­ние в комплекс до­полнительной геоло- го-технологической информации и но­вых методов выявле­ния коллекторов VI Автоматизиро­ванные геофизи — ко-геохимико — технологические информационно­измерительные системы (АГИС) Прогнозирование продуктивного объ­екта, определение характера его насы­щения, емкостных и фильтрационных характеристик, про­гнозирование зон АВПД, решение тех­нологических задач Трансформация АГИС в подсистемы АСУ-геология и АСУТП-бурение

соединения. Позже этот метод был применен и в газокаротажных партиях Главтюменгеологии. Накопленный этими организациями материал по месторождениям Западной Сибири позволяет решить ряд специфических задач, связанных с проблемой формирования нефтегазовых месторождений Западной Сибири и с надежным вы­делением перспективных объектов в процессе бурения.

Комментарии запрещены.