Область применения и основы интерпретации
Данных термометрии
Разнообразие тепловых процессов в горных породах позволяет использовать термометрию для решения значительного круга задач, которые можно объединить в следующие группы: 1) изучение геологического разреза скважины; 2) решение региональных геологических задач; 3) контроль разработки месторождений; 4) изучение технического состояния скважин.
Последние две группы задач рассмотрены в гл. VIII и X.
Геологический разрез скважин изучают методами как естественного (регионального и локального), так и искусственного тепловых полей.
Методом регионального поля в разрезе скважин, простоявших достаточное время, выделяют интервалы, отличающиеся значениями Г, а значит, и ξ. При известной плотности теплового потока по формуле ξ = Г/qп вычисляют значение ξ .
Метод локального теплового поля позволяет определять местоположение в разрезе скважины углей, сульфидных руд, легкорастворимых солей, коллекторов, поглотивших раствор, а также пластов, охлажденных (нагретых) в результате интенсивного движения пластовых вод.
Метод искусственного теплового поля позволяет дифференцировать породы по их температуропроводности, а в благоприятных случаях количественно определять этот параметр. Наиболее точные данные получаются при неоднократных повторных замерах температуры после того, как буровой раствор (в скважине с близким к установившемуся тепловым режимом) быстро меняют на раствор иной температуры.
Решение качественных задач, например, расчленение разреза на пласты, различающиеся температуропроводностью, возможно по единичной термограмме, зарегистрированной через некоторое оптимальное время после теплового возмущения. На диаграммах θ = ΔТ, получаемых вычитанием из измеренных температур Т температуры Те регионального поля, породам с высокой по сравнению с вмещающими породами температуропроводностью соответствуют отрицательные аномалии (при заполнении скважин буровым раствором, более горячим, чем породы).
По значениям ξ| и а, определяемым методом регионального или искусственного теплового полей, можно судить о типе горных пород, пройденных скважиной, выделять газоносные пласты, характеризующиеся понижением λ и а.
Для решения региональных геологических задач строят геологические профили, на которые по результатам исследования отдельных скважин методом регионального теплового поля наносят линии равных температур (геоизотермы), карты температур (карты геоизотерм) на заданной глубине, карты термоизогипс (карты равных глубин, соответствующих данной температуре, т. е. карты поверхности изотерм).
На картах геоизотерм на заданной глубине наблюдается; возрастание температур над антиклиналями, над соляными куполами и другими телами с повышенной теплопроводностью. Та же структура на картах термоизогипс отмечается уменьшением глубин поверхностей изотерм. Частный случай карт термоизогипс — карта гипсометрии нижней границы зоны вечной мерзлоты, т. е. глубины нулевых значений температуры. Эти границы легко определяются по данным многих геофизических методов. Как показано Д.И. Дьяконовым, изолинии на таких картах во-многих случаях повторяют изогипсы структуры нижележащих отложений.
Термические методы широко используют для решения гидрогеологических задач, например, обнаружения водоносных пластов в разрезах скважин. На диаграммах метода искусственного теплового поля водоносным (а также нефтеносным) пластам часто соответствуют аномалии повышенных (если Тс<Тп) или пониженных (Тс>Тп) температур, обусловленных большей, температуропроводностью этих пластов по сравнению с вмещающими глинами. На диаграммах установившегося (естественного) теплового поля водоносные комплексы характеризуются почти нулевыми значениями Г, т. е. примерно постоянной температурой, причем повышенной по сравнению с температурой, которая была бы при отсутствии источников тепла.
Особенно велика роль термометрии при изучении горячих вод в районах современной вулканической активности, в частности, при исследованиях с целью использования глубинного тепла.
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
При изучении разрезов скважин, особенно для выделения нефтегазоносных пластов, применяют ряд физико-химических методов, объединяемых под названием геохимических. Наибольшее распространение получили газометрия скважин и методы изучения шлама, относящиеся к числу прямых методов исследования разрезов скважин.
Газометрия скважин
При проведении газометрии скважин исследуют содержание углеводородных газов в буровом растворе, выходящем из скважины на поверхность. Наибольшую информацию о продуктивности пород дают предельные углеводороды от метана СН4 до гексана С6Н14. Определенную информацию несут некоторые другие углеводороды (непредельные, изомерные соединения).
При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, находившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и выносятся с ним на поверхность.
Концентрация углеводородов в буровом растворе прямо пропорциональна объему породы, разрушаемой долотом в единицу времени, произведению коэффициентов пористости kп и нефтегазонасыщения kнг, пластовому давлению Рпл (в газоносных пластах) или газовому фактору G поровой жидкости (в нефте-, водснасыщенных породах) и обратно пропорциональна расходу Q бурового раствора в единицу времени. Чтобы при интерпретации вычислить содержание газа в единице объема пласта, необходимо параллельно с газосодержанием выходящего бурового раствора Гвых регистрировать его расход Qвых и скорость бурения vб, учитывать диаметр скважины.
Существуют две разновидности газометрии: в процессе бурения и после бурения. В первом методе газосодержание выходящего бурового раствора исследуют одновременно с бурением. При исследовании вторым методом скважина должна предварительно простоять в течение времени, необходимого для обогащения газом неподвижного бурового раствора, заполняющего пробуренный ранее ствол, вследствие диффузии газов из пластов. После этого возобновляют циркуляцию раствора без бурения и регистрируют изменение газосодержания выходящего раствора в зависимости от времени, прошедшего после восстановления циркуляции. При постоянстве циркуляции и диаметра скважины это время соответствует (в некотором масштабе) глубине скважины, откуда выносится буровой раствор. Газометрию после бурения применяют в небольшом объеме для повышения чувствительности исследований и выявления продуктивных пластов, которые по тем или иным причинам могли быть пропущены при газометрии в процессе бурения.
Осложняет интерпретацию результатов газометрии наличие растворенного газа в водоносных пластах, являются помехами для газометрии, в процессе бурения также послевлияние вышележащих продуктивных пластов и опережающее проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, оттесняющее часть нефти и газа из породы еще до ее разбуривания.
Основной вид газометрии — газометрия в процессе бурения (рис. 61), которая заключается: 1) в непрерывной дегазации части выходящего бурового раствора с помощью дегазатора, устанавливаемого на поплавках вблизи устья скважины; 2) в определении компонентного состава газовой смеси, выделенной дегазатором; 3) в определении глубин поступления газа в буровой раствор.
Дегазация бурового раствора осуществляется дегазаторами различного типа. Наиболее распространенные типы дегазаторов представляют собой небольшую камеру, удерживаемую двумя поплавками на плаву в желобе, по которому течет буровой раствор, выходящий из скважины. Газовая смесь, выделяющаяся в результате естественной дегазации жидкости вместе с некоторым количеством воздуха, отсасывается под действием слабого вакуума, создаваемого установкой. Для увеличения поверхности дегазируемой жидкости внутри камеры имеются ребра; для этой же цели проводится дробление потока с помощью лопастной вертушки 4, приводимой в действие электродвигателем.
Для сглаживаний пульсаций газосодержания газовоздушной смеси в новейших дегазаторах предусмотрен интегральный контур. Извлеченная из бурового раствора газовоздушная смесь, снова поступает в дегазируемую порцию жидкости через интегрирующий контур с аэратором, который представляет собой сосуд или трубку с большим числом мелких отверстий, обеспечивающих барботирование газовоздушной смеси через буровой раствор. В результате происходит усреднение состава газовоздушной смеси за некоторое время и, следовательно, сглаживание кратковременных пульсаций.
Часть газа из интегрирующего контура направляется на газоанализаторы газометрических (газокаротажных) станций, устанавливаемых на специальных автомобилях или прицепах.
Рис. 61. Схема газометрии скважин.
I - дезагазотор: 1 - желоб буровой; 2 - корпус дегазатора; 3 - электродвигатель дегазатора; 4 - лопастная вертушка; II - газовоздушная линия от дегазатора к станциям; III - суммарный газоанализатор: 5 - отстойник с водой для очистки газовоздушной смеси от механических примесей; 6 - ротаметр для измерения расхода смеси через камеру детектора; 7 - ротаметр для регулирования расхода смеси; 8 - ротаметр для измерения-расхода смеси через хроматермограф; 9, 10 - камеры с рабочим и компенсирующим элементами катарометра; 11 - реохорд для балансировки измерительного моста; 12 - переменный резистр для регулирования напряжения питания моста; 13 - вентиль для регулирования расхода смеси по ротаметру 7; IV - регистратор суммарных газопоказаний; V - установка вакуум-насоса: 14 - ресивер (емкость вакуум-насоса); 15 - вакуумметр; 16 - вакуум-насос; 17 - вентиль для регулирования расхода смеси по ротаметру 6; VI - установка компрессора: 18 - фильтр для очистки воздуха; 19 - компрессор; 10 - ресивер компрессора; 21 - манометр; 22 - вентиль для регулирования давления в пневматической линии; VII - хромотермограф; 23а и 23б — краны дозатора; 24 - дозатор; 25 - разделительная колонка; 26 - командный прибор для регулирования нагрева-колонки и ее охлаждения; 27 - синхронный электродвигатель командного прибора; 28 - фильтр; 29 - плазменно-ионизационный детектор; 30 - вентиль для регулирования расхода воздуха через детектор; VIII - регистрирующий прибор хромотермографа; IX - генератор водорода для питания детектора хромотермографа
Суммарное содержание углеводородов в газовой смеси определяется в пульте суммарного газоанализатора с помощью катарометра. Он устанавливает содержание углеводородных газов (имеющих большую теплопроводность по сравнению с воздухом) по различию теплопроводности газовоздушной смеси, проходящей через рабочую камеру 9, и чистого воздуха, подаваемого в компенсационную камеру 10. Чувствительные элементы (резисторы), помещенные в эти камеры, служат плечами моста постоянного тока и несколько нагреваются током питания моста. С помощью реохорда 11 мост балансирует при пропускании через обе камеры чистого воздуха. При наличии в исследуемой смеси углеводородных газов, повышающих теплопроводность в рабочей камере, изменяется степень охлаждения ее чувствительного элемента, а значит, и электрическое сопротивление последнего, т. е. равновесие мостика нарушается.
Связь величины тока, появляющегося при этом в измерительной диагонали места, с содержанием углеводородных газов смеси устанавливают путем калибровки, продувая камеру 9 смесями известного состава. Регистрирующий прибор, включенный в диагональ моста, фиксирует суммарное содержание углеводородных газов на диаграммной ленте в функции истинных глубин, вычисляемых специальным блоком станции, называемым запоминающим устройством.
Компонентный состав углеводородов определяют с помощью газовой хроматографии. Основная часть хроматографа — разделительная хроматографическая колонка — трубка из нержавеющей стали, заполненная сорбентом — тонкоизмельченным пористым веществом, например силикагелем. При пропускании анализируемой смеси через колонку метан практически не сорбируется и проходит вместе с воздухом, выступающим здесь в роли инертного для детектора хроматографа газоносителя. Остальные, лучше сорбирующиеся углеводородные газы проходят через колонку с запаздыванием тем большим, чем выше номер предельного углеводорода. Для ускорения процесса и улучшения разделения отдельных компонентов газа применяют способ хроматермографии: колонку нагревают по заданной программе, а после выделения последнего компонента охлаждают. Таким образом, работа хроматографа дискретна. Длительность цикла 6 мин. Анализируемая смесь подается в трубку периодически с помощью кранов дозатора.
Объемы компонентов газа, выходящих из разделительной трубки, измеряют пламенно-ионизационным детектором. Он содержит водородную керамическую горелку, сопло которой помещено между двумя цилиндрическими электродами, поддерживаемыми под высоким напряжением. При прохождении через горелку чистого воздуха его ионизации в водородном пламени практически не происходит. Если в потоке воздуха имеются углеводороды, то появляется интенсивная ионизация и возникает ток между электродами. Преимущество такого детектора — нечувствительность к наличию в анализируемой смеси водорода, обычно присутствующего в буровом растворе из-за коррозии бурильных труб. Непрерывно регистрируя ток на выходе детектора, получают хроматограмму, представляющую собой кривую с рядом пиков, площади которых пропорциональны содержанию соответствующих компонентов газовой смеси. Для повышения производительности анализов в современных газометрических станциях предусмотрены электронные блоки, измеряющие непосредственно площади под пиками или регистрирующие их амплитуды. Значения амплитуд для шести компонентов (С—С6) фиксируют на диаграммной ленте дискретно с некоторым шагом по глубине.
Истинная глубина скважины, откуда вынесла информацию анализируемая порция бурового раствора, меньше глубины забоя в момент анализа на величину отставания ее по глубинам, т. е. на величину проходки за время движения бурового раствора от забоя до поверхности. Чтобы обеспечить регистрацию диаграмм газометрии в функции истинной глубины, сигнал от анализаторов задерживают с помощью линии задержки (запоминающие устройства) на величину отставания по глубинам. Эту величину вычисляют исходя из информации о расходе бурового раствора и скорости бурения, получаемой с помощью специальных датчиков глубин и измерителя объема бурового раствора, эвакуируемого из скважины. Эту же информацию используют для автоматического вычисления коэффициента разбавления Е, равного объему бурового раствора, приходящегося на единицу объема выбуренной породы. Разделив результаты определения газосодержания бурового раствора на этот коэффициент, учитывают зависимость данных газометрии от режимов бурения и переходят к величине, пропорциональной приведенному газосодержанию, т. е. содержанию газов в единице объема разбуренной породы. Для определения этой величины необходимо учесть степень дегазации (коэффициент дегазации) дегазатора и некоторые другие характеристики газометрической станции.
Результаты газометрии используют: а) для оперативного выделения интервалов поглощения и притока, прогнозирования нефтегазовых пластов непосредственно в процессе исследований с целью перевода бурения на режим, установленный для вскрытия продуктивных пластов (предварительная интерпретация, оперативное заключение); б) для оценки характера насыщения коллекторов, выделенных другими методами на этапе комплексной интерпретации всех данных ГИС.
Появление поглощения или притока определяют по диаграммам расхода бурового раствора на выходе скважины Qвых и дифференциального расхода Qп, равного разности расходов на выходе и входе скважины. Рост Qвых и Qп говорит о притоке, а уменьшение Qвых и Qп — о поглощении бурового раствора.
Прогнозирование продуктивных пластов до их вскрытия основано на обогащении углеводородами пород-покрышек, перекрывающих продуктивные пласты, причем поле легких углеводородов распространяется выше, чем поле тяжелых. При приближении к залежи газосодержание бурового раствора и доля тяжелых компонентов возрастают, что можно обнаружить при высокочувствительном анализе.
Для определения продуктивных пластов на этапе предварительной интерпретации выделяют аномалии на диаграммах суммарного газосодержания и приведенного газосодержания, которые приближенно вычисляют с помощью станции путем введения поправки за значения коэффициентов разбавления и дегазации, но без учета фонового газосодержания в буровом растворе, закачиваемом в скважину.
Рис. 62. Эталонные кривые компонентного состава газа для Саратовского Повольжя (по Л.М. Чекалюку).
Пласты, содержащие: 1 - нефть; 2 - нефть и газ; 3 - газ
| Для каждого аномалийного интервала строят кривые компонентного состава газа и сравнивают их с эталонными кривыми компонентного состава для типовых залежей данного района (рис. 62). Если фактическая и одна из эталонных кривых близки, то делают предварительный вывод о соответствующем насыщении пласта (водоносный, нефтеносный и т. п.). Далее средние приведенные газопоказания для исследуемого аномалийного интервала сравнивают с аналогичными величинами, полученными для продуктивных пластов залежей, изученных ранее, залегающих на близких глубинах.
Окончательную интерпретацию результатов газометрии на этапе комплексной интерпретации всех материалов ГИС осуществляют следующим образом. Сопоставляя диаграммы приведенных газопоказаний с данными других методов ГИС, на диаграмме отмечают интервалы коллекторов, выделяемых по комплексу данных ГИС. Затем переходят к определению характера насыщения тех интервалов коллекторов, к которым приурочены аномалии приведенных газосодержаний. Усредняя результаты компонентного анализа газа в интервале пласта-коллектора, строят усредненную кривую компонентного состава для каждого пласта. Вычисляют более точные значения приведенных газопоказаний, внося поправку в кривую газопоказаний за наличие фоновых газопоказаний Гф в буровом растворе, закачиваемом в скважину, и за размыв аномалии при подъеме раствора на поверхность. Для этого из измеренных суммарных показаний вычитают фоновые, а среднее значение разностных величин против аномалии умножают на отношение мощности аномалии к мощности коллектора. Умножив далее полученную величину на коэффициенты дегазации и разбавления, находят приведенные газопоказания Гпр.
Если кривая компонентного состава подобна кривой для газовых пластов, вычисляют газосодержание пласта (в %) по формуле Гсум = 0,037·ГпрzT/рпл, где Т - пластовая температура, К; рпл - пластовое давление, МПа; z - коэффициент сверхсжимаемости газа.
Полученная величина Гсум может быть ниже истинного газосодержания пласта (равного kпkг) из-за явления опережающего проникновения фильтрата в пласт. Для оценки характера насыщения пласта суммарное газосодержание Гсум сравнивают с его значениями для типичных водоносных и газоносных пластов. Если кривые компонентного анализа близки к таковым для нефтеносных или нефтегазоносных пластов, вычисляют остаточное (после опережающего проникновения фильтрата) нефтегазосодержание пласта Гнг по формуле Гнг = 100ГпрB/G, где В - коэффициент увеличения объема нефти в пластовых условиях; G - газовый фактор нефти.
Расчетную величину Г„г сравнивают с величинами, типичными для' водоносных и нефтеносных пластов данного района. В большинстве районов нефтеносным пластам соответствуют значения ГИГ более 5%, для водоносных — менее 5%.
Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:
©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.
|