Интерпретация газокаротажных материалов по данным частичной дегазации промывочной жидкости
Данная методика интерпретации используется в тех случаях, когда в процессе газового каротажа скважин не определяются фактическая газонасыщенность бурового раствора. Из предыдущего изложения следует, что количество газа, извлекаемого из бурового раствора и измеряемого газоанализатором газокаротажной станции, в основном обусловлено:
1. остаточной нефтегазонасыщенностью разбуриваемых горных пород;
2. количеством газа, поступающего в единицах объема бурового раствора, а следовательно:
а) скоростью (продолжительностью) проходки v;
б) скоростью циркуляции бурового раствора или производительностью буровых насосов Qн;
в) объемом выбуренных пород Vили диаметром долота Dд.
Кроме указанных факторов на абсолютные величины газопоказаний оказывают влияние физико-химические свойства бурового раствора (особенно вязкость) и углеводородный состав поступающей на анализ газовоздушной смеси. Если бы можно было учесть влияние на данные газового каротажа режима бурения и углеводородного состава газовоздушной смеси, то величины газопоказаний зависели бы только от остаточной нефтегазонасыщенности горных пород, определение которой и является основной целью интерпретации газокаротажных диаграмм. Для учета факторов режима бурения используется коэффициент разбавления:
E=KQн/vDд2(5)
где K – коэффициент, равный 7,2*103;
Qн – производительность буровых насосов, л/с; v – скорость проходки, м/ч;
Dд – диаметр долота, мм.
Как видно, величина Е является функцией параметров режима бурения и определяется количеством бурового раствора, в котором разбавляется единица объема выбуренной породы при различных значениях Qн, v, Dд. Совершенно ясно поэтому, что в зависимости от разбавления при проходке пластов даже с одинаковой величиной остаточной нефтегазонасыщенности в единице объема глинистого раствора будет содержаться различное количество газа.
Указанная зависимость устанавливается для каждого режима бурения путем обобщения фактического материала и затем используется при решении задач оценки нефтегазонасыщенности разреза.
Пример поиска и составления таких зависимостей представлен на рис. 17. В частности, для исследованных площадей Саратовского Поволжья было установлено, что точки, соответствующие газоносным и нефтеносным пластам с газовым фактором 90-110м3/м3, сгруппированы внутри зоны III. В пределах зоны II расположены точки, соответствующие, по данным опробования, нефтяным пластам с газовым фактором 30-60 м3/м3. Точки, фиксирующие водоносные пласты, смещаются в область низких концентраций и группируются перед зоной II (в зоне I).
Следует обратить внимание на общее изменение концентрации горючих газов в зависимости от изменения величины коэффициента разбавления. Из рис. 17 следует, что чем выше величина Е, тем меньше концентрация горючих газов на газокаротажной кривой продуктивного пласта.
Рис. 17. Зависимость суммарной концентрации углеводородных газов С от коэффициента разбавления Е и характера насыщения пластов по площадям Саратовского Поволжья:
1 – газовые и нефтяные залежи с газовым фактором 90-110 м3/м3; 2 – нефтяные залежи с газовым фактором 30-60 м3/м3; 3 – водоносные пласты.
При этом наступает такой момент (при величине Е выше 900), когда выделение горючих газов на газокаротажной кривой становится чрезвычайно сложным. В подобных случаях нефтяные горизонты не будут фиксироваться на диаграммах газового каротажа.
Приведенный экспериментальный график используют в дальнейшем для интерпретации диаграмм газового каротажа по вновь пробуренным скважинам. С этой целью для интерпретируемого интервала диаграмм рассчитывают величину коэффициента разбавления и снимают с нее соответствующую концентрацию горючих газов в газовоздушной смеси. На экспериментальный график наносят точку с этими координатами и по ее положению оценивают продуктивность исследуемого разреза.
Процесс интерпретации газокаротажных диаграмм можно упростить путем использования расчетных данных. Для этого полученную выше графическую зависимость выражают следующим образом:
Кпрод. = СЕ, (6)
Имея графические данные, рассчитывают значение коэффициента продуктивности Хдр для коллекторов с различным насыщением:
Кпрод. = 1000 - газоносные и нефтеносные пласты с газовым фактором 90-110 м3/м3
Кпрод. = 300 - нефтяные пласты с газовым фактором 30-60 м^м3 ;
Кпрод. = 100 - водоносные пласты.
При интерпретации определяют Кпрод. для различных участков газокаротажной диаграммы и дают характеристику выделенных перспективных интервалов