Расчетный лист для определения концентраций УВГ в буровом растворе

По оси абсцисс расчетного листа откладываются значения концентраций УВГ в газовоздушной смеси по хроматографу Cai в момент отбора пробы для ТВД, а по оси y – концентрации углеводородных газов в буровом растворе Cpi. Графики перехода от Cpi к Cai строятся по 3-5 пробам для каждого углеводородного компонента. Калибровка дегазаторов производится не реже одного раза в сутки.

Оперативная интерпретация результатов газового каротажа в процессе бурения проводится в следующей последовательности.

По кривой Гсумили покомпонентного анализа, регистрируемых непрерывно в функции времени, выделяются аномалийные участки (в 1,5 раза и более выше фоновых значений) и определяется природа газовых аномалий.

При наличии газовой аномалии, обусловленной поступлением газа из пласта для каждого метра, рассчитываются значения флюидных коэффициентов и определяется относительный состав газа.

По палеткам раздельного анализа (РАГ) и по палеткам граничных флюидных коэффициентов (ГФК), построенных применительно к исследуемой площади или району, определяют характер насыщения коллектора.

Рассчитывается величина Fг(остаточного газосодержания), и полученные для данного участка значения сравнивают с граничными для данного района.

Появление газовой аномалии может быть обусловлено следующими причинами:

- уменьшением расхода бурового раствора;

- увеличением механической скорости проходки;

- поступлением газа из пласта (разбуриваемого дли 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 T. Газосодержание бурового раствора за счет поступления пластового газа зависит главным образом от величины дифференциального давления в системе «скважина-пласт», газонасыщенности пласта и его мощности. Повышенные газопоказания наблюдаются по истечении времени отставания tотпосле вскрытия кровли пласта. Начало аномалии соответствует кровле пласта, а максимум – подошве пласта. После прохождения пласта наблюдается резкое уменьшение газопоказаний, если забойное давление превышает пластовое.

При повышении пластового давления над забойным величина газопоказаний 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 газопоказаний за счет поступления газа из вышележащих пластов.

При разбуривании зон с аномально-высоким поровым давлением наблюдается увеличение газопоказаний, обусловленное повышением пористости глин и возрастанием, в связи с этим, объема газа, поступающего в буровой раствор. Аномалии данного типа характеризуются постепенным увеличением газопоказаний по мере вхождения в зону с аномально высоким поровым давлением и установившимися повышенными значениями газопоказаний во время прохождения ее.

Повышение газопоказаний бурового раствора, обусловленное поступлением в буровой раствор газа свабирования, возникает при резком подъеме бурильного инструмента над забоем скважины при наращивании, спуско-подъемных операциях, шаблонировке 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 газопоказаний. 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 выположенной 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 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 Coi и флюидных коэффициентов наносятся на палетки РАГ и ГФК. Палетки строятся для данного района по результатам ГТИ и ИПТ 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 – область S ( см. рисунок).

Определение характера насыщения пласта с использованием базового треугольника.

На координатной сетке строится треугольник флюидных коэффициентов путем проведения линий, соответствующих значениям

C2H6/ ΣCр.п.; C3H8/ ΣCр.п; C4H10 / Cр.п.ΣCр.;

по трем координатным осям, расположенным под утлом 120° справа налево. После построения треугольника соединяются углы базового и полученного треугольника. Точка пересечения трех линий обоз0начается 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 S , 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). Если по палеткам РАГ и ГФК пласт классифицируется как нефтегазонасыщенный, рассчитывается величина Fг, которая сравнивается с граничной для нефте- и газоносных пластов данного района. Так как Fгзависит, в основном, от приведенных газопоказаний, величина которых изменяется в широких пределах (0,05 до 20 и выше), при оценке характера насыщения пласта необходимо использовать информацию по другим методам: по ЛБА, газометрии шлама и др.