Метод заснований на вивченні вмісту і складу вуглеводневих газів і бітумів в промивній рідині, а також основних параметрів, що характеризують режим буріння свердловин.

Поровий простір нафтогазоносних порід заповнений в основному сумішшю граничних вуглеводнів, значна частина яких знаходиться у газоподібному стані. Газоподібні вуглеводні: метан (СН₄), етан (С₂Н₆), пропан (С₃Н₈), бутан (С₄Н₁₀). Пароподібні вуглеводні: пентал (С₅Н₁₂) і гексан (С₆Н₁₄). Рідинні вуглеводні - це вже важчі, які знаходяться в нафті.

Природний газ може містити і невуглеводневі гази СО₂, азот і ін..

Вуглеводневі гази нафтових, газових і газоконденсатних родовищ мають різний якісний та кількісних склад. Так, для газів нафтових родовищ характерна присутність до 50-60% метану та до 40-50% важких вуглеводнів – етану, пропану, бутану та інших. У газових родовищах вміст важких вуглеводнів невеликий (не перевищує 2-3%), в той же час кількість метану складає 97-98%. Більш висока концентрація важких вуглеводнів притаманна конденсатним покладам.

У водах, які контактують з покладами нафти та газу, переважають вуглеводні, причому поблизу нафтових родовищ помітне збільшення кількості важких вуглеводнів.

Інколи склад газової суміші мало відрізняється від компонентного складу газу, який виділяється із нафтоносних і газоносних пластів, що контактують з водоносними.

Вуглеводневі гази в гірських породах можуть знаходитись у вільному та розчиненому станах, у виді конденсату у воді та нафті, а також у сорбованому стані.

Вільні та розчинені у воді вуглеводневі гази за складом не відрізняються, оскільки коефіцієнти розчинності вуглеводнів у воді близькі.

Сорбований газ за складом відрізняється від вільного та розчиненого газів. Він збагачений компонентами вуглеводневих газів.

Існує два різновиди газового каротажу: у процесі буріння і після буріння. В першому випадку газовміст розчину, що виходить, досліджують одночасно з бурінням. При дослідженні другим методом свердловина повинна заздалегідь простояти в перебігу часу, необхідного для збагачення газом нерухомого бурового розчину. Після цього відновлюють циркуляцію розчину без буріння і реєструють зміну газовмісту розчину, що виходить, залежно від часу, що пройшов після відновлення циркуляції. При постійності циркуляції і діаметру свердловини цей час відповідає глибині свердловини з якою виноситься буровий розчин. Газовий каротаж після буріння застосовують досить рідко і лише для підвищення чутливості досліджень і виявлення продуктивних пластів, які з тих або інших причин могли бути пропущені при газовому каротажі в процесі буріння.

9.2 Методика підготовки та проведення газового каротажу в процесі буріння

У процесі буріння свердловин газ, нафта та води, які знаходяться у пласті, можуть потрапляти в промивну рідину різними шляхами: завдяки механічного переходу флюїду в розчин із вибуреної долотом породи, завдяки фільтраційним і дифузійним процесам. Основне газозбагачення промивної рідини відбувається в процесі механічного переміщення флюїду з об’ємом вибуреної породи. Виділений газ з пор нафтогазоносних порід поступає в циркулюючу по стовбурі свердловини промивну рідину і виноситься на поверхню, де піддається аналізу на вміст газоподібних вуглеводнів. Одночасно досліджують технологію (режим) буріння свердловини, включаючи його тривалість.

Газовий каротаж під час буріння свердловини включає три основні операції:

1) Безперервну дегазацію частини бурового розчину за допомогою дегазатора, встановленого поблизу устя свердловини.

2) Визначення компонентного складу газової суміші, виділеної дегазатором.

3) Визначення глибин надходження газу в буровий розчин.

Принципова схема газометрії свердловин приведена на рисунку 9.1. Для видалення газу із промивної рідини використовують дегазатор, який встановлюється в жолобі. Із дегазатора під дією перепадів тиску, який створюється вакуумним насосом і контролюючим вакуумметром, газоповітряна суміш по вакуумній лінії надходить у відсік з водою, де вона очищується від механічної суміші. Далі газоповітряна суміш, швидкість якої регулюється вентилем, через ротаметр надходить в газоаналізатор для визначення сумарного вмісту горючих газів у ній, який фіксується реєструючим приладом у функції заглиблення свердловини.

а – шнековий дегазатор; 1 – жолоб, по якому виходить промивна рідина із свердловини; 2 – турбіна зі шнековим гвинтом; 3 – камера; 4 – крильчатки турбіни; 5 – електродвигун; 6 – вакуумна лінія від дегазатора до газоаналізатора; 7 – відстійник з водою для очищення газоповітряної суміші від механічних домішок; 8 – ротаметр; б – геохімічний газоаналізатор: 9 – камера чутливого елементу; 10 – запасна камера; 11 – реостат для регулювання сили струму живлення моста; 12 – прилад реєстрації; 13 – реостат регулювання рівноваги моста; 14 – вентиль регулювання швидкості потоку через газоаналізатор; 15 – вузол пробовідбірників та ввід до хромотографа; 16 – вакуумметр; 17 – вакуумний насос; 18 – ємність

Рисунок 9.1 – Принципова схема газометрії свердловин

Дегазатори працюють на різних принципах: пониженні тиску над розчином (вакуумні); підігріві; механічній дії або комплексні.

Частина газу витягнутого дегазаторами з бурового розчину змішується з повітрям і у вигляді газоповітряної суміші під дією слабкого вакууму прямує в газоаналізатори газокаротажної станції, розміщеній на спеціальному автомобілі або в причепі. В газоаналізаторах визначають сумарний вміст вуглеводнів в газовій суміші і компонентний склад вуглеводневих газів (від СН₄ до С₆Н₁₄).

Для оцінки сумарного вмісту вуглеводневих газів в газоповітряній суміші використовують термохімічний аналізатор, який працює за принципом неурівноважного моста (моста Уїтсона). Аналізована газоповітряна суміш пропускається через робочу камеру, в якій поміщена платинова спіраль, нагріта до 800-850^оС. Частина горючих газів в суміші згоряє. Від виділеного тепла платинова нитка розжарюється ще більше, її електроопір змінюється, порушується рівновага моста, у вимірювальному приладі тече струм, який і фіксується. Зареєстрована крива калібрується, приводиться до істинних глибин свердловини і називається кривою сумарних газосвідчень. Ці свідчення є одним з основних параметрів, що використовуються при виділенні газонафтових пластів.

Компонентний склад вуглеводнів визначають за допомогою газової хроматографії. Основною частиною хроматографа є роздільна колонка, яка складається з нержавіючої сталі, заповнена сорбентом - тонкоподрібненою пористою речовиною, наприклад силікагелем. При пропусканні аналізованої суміші через колонку метан практично не сорбується і проходить разом із повітрям, виступаючим тут в ролі інертного для детектора хроматографа газоносієм. Решта вуглеводневих газів, які сорбуються краще, проходять через роздільну колонку із запізненням тим більшим, чим вищий номер граничного вуглеводню. Для прискорення процесу і поліпшення розділення окремих компонентів газу застосовують спосіб хромотермографії, тобто колонку нагрівають за заданою програмою, а після виділення останнього компоненту охолоджують. Аналізована суміш подається в колонку періодично за допомогою дозаторів.

Об’єми компонентів газу, що виходять з роздільної колонки, вимірюють полум’яно-іонізаційним детектором. Він містить водневий керамічний пальник, сопло якого розміщено між двома циліндричними електродами, з високою напругою. При проходженні через пальник чистого повітря його іонізації у водневому полум’ї практично не відбувається. Якщо в потоці повітря є вуглеводні, то появляється іонізація і виникає електричний струм між електродами. Безперервно реєструючи струм одержують хроматограму, є кривою з рядом піків, площі яких пропорційні вмісту відповідних компонентів газової суміші. В сучасних станціях передбачені електронні блоки, які автоматично вимірюють площі і амплітуди піків і фіксують на каротажній стрічці дискретно з деяким кроком за глибиною.

При газовому каротажі вимірюється наступний комплекс параметрів, що характеризують режим буріння: тривалість буріння t₁ витрата глинистого розчину на виході свердловини Q_вих, коефіцієнт розбавлення Е_р.

Тривалість буріння t₁ (хв./м) – величина обернена швидкості буріння. За величиною t₁ визначають погонну довжину свердловини, що припадає на одиницю часу буріння. Одержані дані використовують для побудови кривої зміни швидкості буріння з глибиною – кривої механічного каротажу.

Витрата промивної рідини Q_вих характеризує об'ємну швидкість цієї рідини в літрах на секунду, що поступає з свердловини на виході. За величиною Q_вих по стовбуру свердловини в процесі буріння судять про поглинання промивної рідини, а отже, про розкриття проникних пластів.

Таким чином, газометрія свердловин в процесі буріння базується на тому, що газоносні, нафтогазоносні та нафтоносні пласти містять вуглеводневі гази, які при розбурюванні пластів переходять у промивну рідину та створюють в ній зони підвищеної газонасиченості.

Для видалення газу із промивної рідини використовують дегазатор, який встановлюється в жолобі. Із дегазатора під дією перепадів тиску, який створюється вакуумним насосом і контролюючим вакуумметром, газоповітряна суміш по вакуумній лінії надходить у відсік з водою, де вона очищується від механічної суміші. У подальшому газоповітряна суміш, швидкість якої регулюється вентилем, через ротаметр надходить в газоаналізатор для визначення сумарного вмісту горючих газів у ній, який фіксується реєструючим приладом у функції заглиблення свердловини.

Газонасиченість промивної рідини, а відповідно, і величина газонасиченість газоповітряної суміші Г_сум, залежать не тільки від газонасиченості пласта, але і від режиму буріння свердловини – швидкості буріння V_б і розходу промивної рідини на виході свердловини Q_вих. При інших умовах підвищення швидкості буріння приводить до росту Г_сум, а збільшення розходу промивної рідини – до зменшення Г_сум. У зв’язку з цим, при низьких швидкостях буріння та великих розходах рідини можливий пропуск на кривій Г_сум навіть пластів з високою газо- та нафтогазонасиченістю, та навпаки, при високих швидкостях і малих розходах промивної рідини пласт навіть з низькою газо- та нафтогазонасиченістю може зафіксувати на кривій Г_сум значну аномалію.

Для більш надійного виділення продуктивних пластів слід врахувати вплив режиму буріння свердловини. Найбільш ефективне врахування режиму буріння свердловини за допомогою так званого коефіцієнта розбавлення E_рб:

, (9.1)

де d_н – номінальний діаметр свердловини; τ_б – тривалість буріння одного метру свердловини.

За допомогою коефіцієнта розбурювання отримують приведені газопокази Г_прив – приведений до нормальних умов об’єм газу (в м³), який переходить в промивну рідину при розкурюванні 1 м³ породи:

, (9.2)

де K_д – коефіцієнт дегазації промивної рідини:

, (9.3)

де C_д – степінь дегазації промивної рідини; Q_д – розхід промивної рідини через дегазатор.

Ймовірність пропуску продуктивного пласта на кривій Г_прив значно менша, ніж на кривій Г_сум.

При газовому каротажі дуже важливо правильно прив'язати результати аналізів до глибин надходження газоподібних вуглеводнів з пласта в свердловину. Заміряні газосвідчення повинні бути віднесені (прив’язані) до тієї глибини свердловини, при якій знаходилася досліджувана порція бурового розчину на забої. Для цього необхідно врахувати час в перебігу якого промивна рідина підіймається по затрубному просторі від забою до устя і час руху газоповітряної суміші від дегазатора до газоаналізатора. Останній час визначається порівняно легко. Труднощі з’являються у визначенні часу руху рідини від забою до устя свердловини. Цей час в практиці газового каротажу називається відставанням. Воно непостійне, безперервно змінюється в процесі буріння і залежить від багатьох чинників: глибини, продуктивності насосів і т.д.

Величина відставання визначається поглибленням свердловини за час підйому глинистого розчину від її забою до устя. В газовому каротажі розрізняють діючу глибину Н_д – глибину у момент проведення газокаротажного вимірювання і істинну глибину Н_і – глибину, до якої слід віднести результати вимірювання. Різниця між ними і називається відставанням по глибині:

. (9.4)

Величина Н відповідає приросту глибині забою за час, протягом якого порція аналізованого розчину підіймається по затрубному простору від точки надходження газу до устя свердловини. На практиці приймають таку формулу для визначення Н:

, (9.5)

де V_б – швидкість буріння, м/год; T_відст. – час відставання протягом якого порція промивної рідини піднімається від забою до устя свердловини:

, (9.6)

де V_с – об’єм промивальної рідини, рівний об’єму затрубного простору, встановленого експериментально, м³; Q_вих – розхід промивальної рідини, л/с.

У результаті одержуємо формулу:

, (9.7)

де t₁ – тривалість буріння 1 м стовбура свердловини:

. (9.8)

Для уточнення глибин, діаграми газового каротажу і дані ГДС інших методів після закінчення буріння зіставляють між собою.

Безперервну газометрію в процесі буріння свердловини здійснюють автоматичними газометричними станціями.

Автоматичні газометричні станції забезпечують:

- безперервну газометрію свердловин із визначенням сумарних газопоказів, приведених газопоказів і компонентного складу вуглеводневих газів у функції дійсних глибин;

- безперервне вимірювання діючої глибини розміщення вибою свердловини та дійсної глибини залягання пласта;

- визначення та реєстрацію в функції діючих глибин параметрів, які пов’язані з режимом буріння свердловин;

- періодичний аналіз промивної рідини та шламу для виділення нафтоносних пластів за наявністю люмінесцентних бітумінозних речовин;

- періодичні вимірювання фізичних властивостей промивної рідини;

- реєстрацію широкого комплексу виміряних величин в аналоговій та цифровій формах, а також допоміжні операції.

Інтерпретацією даних газометрії свердловин у процесі буріння передбачається:

- оперативне виділення інтервалів поглинання і припливів промивної рідини;

- прогнозування нафтогазоносних пластів в процесі буріння з метою своєчасного переходу буріння на режим, який встановлений для розкриття продуктивних пластів;

- оцінка характеру насичення колекторів, виділених іншими методами на етапі комплексної інтерпретації даних ГДС.

Появу поглинання або притоку визначають по діаграмі витрат бурового розчину на виході свердловини і диференціальних витрат, рівних різниці витрат на виході і вході.

Прогнозування продуктивних пластів до їх розкриття засновано на збагаченні вуглеводнями порід-покришок, що перекривають продуктивні пласти. Причому поле легких вуглеводнів розповсюджується вище, ніж поле важких. При наближенні до покладу газовміст бурового розчину і частка важких компонентів зростає.

Остаточну інтерпретацію результатів газового каротажу проводять на етапі комплексної інтерпретації всіх матеріалів ГДС. Виділяють колектори і за свідченнями газовмісту проти них оцінюють характер їх насичення.

Газометрія використовується також і при дослідженні вугільних родовищ.

9.3 Методика підготовки та проведення газового каротажу після буріння

Газовий каротаж після буріння свердловин базується на вивченні газовмісту промивної рідини, яка збагачується газоутворюючими вуглеводнями, що надходять із пластів, у період перериву її циркуляції.

Газовий каротаж після буріння проводиться при відновленні циркуляції промивної рідини після простою свердловини. Про газонасиченість пластів судять за вмістом в промивній рідині вуглеводневих газів, що надходять з пластів в свердловину. Істотною задачею при цьому є вибір оптимального часу перерви циркуляції рідини. Недостатня перерва циркуляції рідини приводить до пропуску покладу, а дуже велика - до утруднення локалізації покладу. Оптимальний час складає від 3 до 20 годин.

При газовому каротажі після буріння проводиться безперервна реєстрація газовмісту промивної рідини у перебігу часу, достатнього для виходу двократного об'єму цієї рідини з досліджуваної глибини до земної поверхні.

Для визначення істинної глибини розміщення аномальних газосвідчень (до початку спуску бурильних труб) користуються виразом:

, (9.9)

де Н_а – глибина аномального газосвідчення, зафіксованого на кривій після спуску колони; Н_к – глибина спущеної бурової колони до початку циркуляції; V_к – об’єм рідини, що витісняється колоною бурильних труб завдовжки 1 м; V₀ – об’єм 1 м відкритого стовбура свердловини.

Газометрія свердловин після буріння включає визначення вмісту газу в промивній рідині:

- при відновленні циркуляції без обробки стовбура свердловини;

- при обробці стовбура свердловини після перериву циркуляції;

- при розширенні стовбура свердловини після перериву циркуляції.

При проведенні газометрії свердловин після буріння розв’язують наступні задачі:

- виявлення покладів нафти і газу;

- визначення характеру покладів (газовий, нафтовий, обводнений);

- визначення глибини залягання покладів.