Геолого-технологические исследования бурящихся скважин

Геолого – технологические  исследования  бурящихся  скважин (ГТИ)

  Ранее рассмотрены методы изучения разрезов скважины после прекращения бурения. Некоторые методы применяются непосредственно в процессе проводки скважины, получившие обобщенное название ГТИ. Непрерывные  исследования в процессе бурения осуществляют автоматическими станциями, которые обеспечивают:

1)  непрерывную газометрию с определением суммарных ( ) газопоказаний, приведенных  газопоказаний и компонентного состава УВ газов (метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан) в функции глубины;

2) непрерывное измерение действующей глубины расположения забоя скважины и истинной глубины залегания пласта;

3)  определение и регистрацию в функции действующих глубин параметров, связанных  с режимом бурения скважины(расход промывочной жидкости, продолжительность бурения 1 м скважины, скорость проходки, коэффициент разбавл.);

4) периодический анализ промывочной жидкости (ПЖ) и шлама для выделения нефтесодержащих пластов по наличию люминисцирующих битуминозных веществ;

5) периодические измерения физических  свойств ПЖ (плотность, относительная вязкость, cодержание песка, водоотдача);

6)    другие  вспомогательные операции.

  Г а з о м е т р и я.

При газометрии скважин на автоматической станции  в процессе бурения получают кривые, характеризующие нефтесодержание  пород, а также параметры режима бурения ,знание  которых  необходимо  для интерпретации кривых газометрии.

 Диаграмма суммарного содержания  УВ  показывает изменение с глубиной суммарного содержания(в %) УВ-х газов в газовоздушной смеси , получаемой   при  дегазации  бурового раствора (б.р.).

  Г а з о н а с ы щ е н н о с т ь   q   б.р.   УВ-ми  газами в [ cм ³/л] связана с   отношением

      , где   - коэффициент дегазации, зависящий от применяемой аппаратуры,   , -  cтепень дегазации,  - расход.

 Величина    является  о с н о в н ы м  параметром при выделении н/г-насыщенных пластов по данным газометрии.

П р и в е д е н н ы е     газопоказания     характеризуют газонасыщенность породы, приведенную к нормальным условиям. В отличие от параметров  и  q  величина   не зависит от условий проходки  скважины. Приведение    осуществляется с использованием коэффициента разбавления  , определяемого отношением  объёма бурового раствора, прошедшего при циркуляции через скважину, к объёму выбуренной породы .  Итак,        

  Для разделения пластов с близким компонентным составом применяется методика, основанная на определении    о с т а т о ч н о г о   г а з о с о д е р ж а н и я    и  остаточного  нефтегазосодержания    . Значения   и  вычисляются по величине    :

;        

где    - коэффициент сжимаемости газа,  T  - температура,  - пластовое давление,  H - глубина залегания пласта,   G  - газовый фактор нефти [м ³/м ³]

  По величине    пласты делятся на газоносные(г/н) и водонасыщенные(в/н), а по величине  - на нефтеносные(н/н) и водонасыщенные(в/н) с растворенным газом  и остаточной нефтью.  Так, в районах Поволжья при  < 1%  пласт относят  к  в/н, при   = 2 - 5% -  к   г/н   c высокой проницаемостью, при = 6 - 11%  - к г/н c средней проницаемостью, при    > 11%  -  к   г/н   c низкой проницаемостью.  Величина   < 5%        , как  правило, характерна для водоносных  пластов, а  < =5%    -  нефтегазоносных.

    Для более надежного выделения нефтегазоносных пластов и оценки  характера их насыщения проводят компонентный состав анализ проб газовоздушной смеси из ПЖ.

 Кривые содержания   о т д е л ь н ы х    компонент  УВ-ов в анализируемой газовоздушной смеси представляют    изменение  по разрезу  относительного содержания (%)  метана ,  этана  ,  пропана  ,  бутана , пентана  и гексана  .  Относительная концентрация  n-го компонента рассчитывается  по  формуле:

Где  A  - амплитуда пики записи  хроматографа, t  - ширина пики у основания

   Графики  рассчитанных значений  …..  (рис.)  cопоставляют с эталонными графиками для типичных газовых, газоконденсатных  и нефтяных залежей с различными значениями пластового давления  и  давления насыщения  для исследуемого района. Результаты этих сопоставлений используют при определении нефтегазонасыщения изучаемого объекта. Для г/н   пластов характерно преобладание метана   , для  н/н -  компонентов  -  .