Особенности интерпретации данных газового каротажа при исследовании глубоких скважин
Информация - Геодезия и Геология
Другие материалы по предмету Геодезия и Геология
изменение состава газа в ПЖ наблюдается при движении промывочной жидкости от устья скважины до вибросита (табл. 4). Данный эксперимент проводился на скв. 48 Подымаловской пл. (Башкирия) К. М. Снарским. Пробы промывочной жидкости отбирались из затрубного пространства с глубины 0,2 м ниже устья скважины, непосредственно у устья и через 1, 2, 4 м от устья. Из приведенных в табл. данных видно, что особенно резко снижается концентрация метана на первоначальном отрезке движения ПЖ (затрубное пространство - 1 м от устья скважины). Относительный состав газа изменяется в сторону увеличения тяжелых углеводородов C3H8-С5H12, поэтому при проведении газового каротажа желобной дегазатор необходимо размещать как можно ближе к устью скважины, а при возможности забор ПЖ производить из затрубного пространства. При интерпретации результатов раздельного анализа УВГ необходимо учитывать данный фактор, особенно если дегазатор в процессе проведения газового каротажа устанавливается на различных расстояниях от устья.
Таблица 4. Изменение относительного состава УВГ при движении промывочной жидкости от устья скважины до вибросита
Расстояние от устья скважины, мСпособ дегазации ПЖCH4C2H6C3H8C4H10C5H12% абс.% отн.%
абс.% отн.%
абс.% отн.%
абс.% отн.%
абс.% отн.Затрубное пространствоТВД0,30294,60,00260,80,00671,80,00481,50,00411,3Устье скважиныТВД0,10091,50,00504,60,00161,50,00130,20,00131,21 мТВД0,06567,00,010010,20,010214,60,00545,60,00202,12 мТВД0,06567,00,010010,60,014414,70,00495,00,00212,24 мТВД0,06165,50,01111,50,010816,00,00475,00,00192,04,2 мПоплавковый дегазатор0,02487,50,00238,50,00052,00,00031,00,00031,0Относительный состав газа зависит также от типа применяемого дегазатора. В табл. 5 приведены результаты сравнительных испытаний отечественного поплавкового дегазатора и центробежного дегазатора с принудительным дроблением потока фирмы Geoservices (Франция). Испытания проводились на скв. 39 Тенгиз при бурении с применением известково-битумного раствора ИБР-2 плотностью 2,13 -2,16 г/см3 и условной вязкостью 48 - 55 с. Из табл. видно, что центробежный дегазатор не только в 7 - 8 раз, по сравнению с поплавковым, повышает степень дегазации ПЖ, но и изменяет относительный состав газа в сторону увеличения в извлеченной ГВС концентрации метана. Поэтому при проведении газового каротажа желательно применять один тип желобного дегазатора и учитывать данные обстоятельства при интерпретации полученных результатов раздельного анализа УВГ.
Таблица 5. Изменение состава газа, извлечённого из ПЖ, в зависимости от типа используемого желобного дегазатора
Суммарная концентрация углеводородных газов, %Концентрация CH4-С3H8, %Относительный состав газа, %CH4C2H6С3H8Поплавковый дегазатор0,250,19078,915,85,30,350,22571,121,87,10,700,29079,317,23,50,750,44072,719,87,51,100,49082,112,25,71,200,56071,419,69,0Дегазатор Geoservices2,21,1687,98,63,53,71,4580,115,24,74,61,5481,914,63,55,51,5973,620,75,37,53,9488,89,12,19,45,3084,99,45,7Исследования, проведенные Л. А. Галкиным [7], показали, что изменение состава УВГ может происходить и в процессе транспортировки ГВС по газовоздушной линии из дегазатора до хроматографа при использовании полихлорвиниловой трубки. Полихлорвинил имеет свойство сорбировать тяжелые углеводороды, а при нагревании отдавать их, т. е. десорбировать. Поэтому, особенно весной и летом, при резких перепадах положительных температур, наблюдаются изменения относительного состава извлекаемой из ПЖ газовоздушной смеси (при росте температуры - увеличение доли в ГВС тяжелых углеводородов). Для получения достоверной информации о составе газа необходимо применять трубку из материала, не сорбирующего углеводороды, или осуществлять подогрев газовоздушной линии на всем ее протяжении до постоянной определенной температуры (+20 +40 С). При использовании трубки ПВХ необходимо учитывать возможные искажения состава углеводородных газов (особенно при низких фоновых значениях УВГ).
Состав УВГ изменяется и в процессе проведения термовакуумной дегазации проб ПЖ и зависит от выбранного режима дегазации. Экспериментальные данные показывают, что оптимальным режимом дегазации являются температура нагрева проб 95 С, вакуум - 0,09 МПа. При изменении режима ТВД необходимо вносить коррективы при интерпретации.
Относительный состав УВГ может изменяться в процессе хроматографического анализа и зависит от режима работы хроматографа, применяемого сорбента, плотности, его набивки, степени сорбции и десорбции тяжелых углеводородов сорбентом при каждом цикле анализа и пр.
Таким образом, при интерпретации первичного материала газокаротажных исследований необходимо иметь в виду следующее:
состав УВГ, полученный при хроматографическом анализе ГВС и газа проб ТВД, не всегда соответствует истинному составу УВГ вскрытого пласта;
относительный состав газа претерпевает значительные изменения в процессе его транспортировки от забоя скважины до хроматографа станции.
Для получения достоверной информации о составе УВГ необходимо:
забор ПЖ производить из затрубного пространства и периодически проводить термовакуумную дегазацию проб бурового раствора;
в качестве газовоздушной линии необходимо использовать трубку из материала, не сорбирующего тяжелые углеводороды;
режим работы хроматографа должен оставаться постоянным в процессе проведения исследований на скважине, особенно при подходе к перспективному интервалу и вскрытии нефтегазонасыщенного пласта.
Список литературы
1. Черемисинов О. А. Проблемы газометрии скважин. М.: Недра, 1973. 214 с,
2. Прогноз и оценка нефтегазоносности недр на больших глубинах. Под ред. С. Н. Симакова. Л.: Недра, 1986. 248 с.
3. Геология нефти и газа. М-: Недра, 1980. 24