Файл: Левит А.М. Анализ газа и дегазация при разведке нефтяных, газовых и угольных месторождений.pdf

Глинистый пропласток (1335—1342 м), разделяющий газонос­ ный пласт на две части, четко отметился сильным понижением газосодержания бурового раствора.

г.1

Из приведенных результатов следует, что при газовом каро­ таже по приращению газосодержания бурового раствора каче­ ство проводимых работ значительно повышается. Кроме того,

по полученным результатам можно рассчитать остаточную газонасы­ щенность разбуриваемых пластов. Следует отметить, что опреде­ ление остаточной газопасыщепности разбуриваемых пластов во многом повысит эффективность газометрии скважин.

О ДОЛЕ ГАЗА, ПОСТУПАЮЩЕГО В БУРОВОЙ РАСТВОР ИЗ РАЗБУРИВАЕМЫХ ПЛАСТОВ

По результатам, получаемым при количественном определении газосодержания входящего в скважину и выходящего из нее бу­ рового раствора, при учете скорости бурения скважины и скорости циркуляции бурового раствора можно рассчитать остаточную газо­ насыщенность разбуриваемых пород. Однако для количественных расчетов необходимо знать еще долю газа, поступающего в буро­ вой раствор из выбуренной породы. Только после решения этого весьма важного вопроса можно по данным газового каротажа на­ дежно оценить газонасыщенность разбуриваемых пластов.

Влитературе имеется описание ряда опытов по определению степени оттеснения газа водой в различных породах, при различ­ ных давлениях и температурах. Однако эти опыты были проведены

вусловиях, отличных от тех, которые имеют место при бурении скважины.

Впрактике газового каротажа нередки случаи, когда высоко­ проницаемые продуктивные пласты остаются не отмеченными га­ зовым каротажем или отмечаются весьма слабыми газопоказаниями. Некоторые авторы'объясняют это явление оттеснением зна­ чительной части флюида в пласт. Другие авторы считают такое

объяснение неверным.

Весьма подходящими условиями для определения доли газа, поступающего из пласта в буровой раствор, являются условия бу­ рения скважин на Щелковском подземном газохранилище.

Вскрытие эксплуатационного пласта на Щелковском подземном газохранилище проводится на буровом растворе, мало загрязнен­ ном углеводородными газами (<1 мл/л), и перед вскрытием эксплуатационного пласта скважина от устья до забоя обсажи­ вается колонной диаметром 15,2 см.

Физические свойства эксплуатационного пласта Щелковского газохранилища хорошо изучены как по лабораторным данным, так и по результатам промысловой геофизики.

Объект закачки приурочен к нижнещигровскому горизонту верх­ него девона, залегающего на глубине ~ 880—895 м. Мощность эксплуатационного пласта от 5 до 12 м. Коллектор представлен сыпучими кварцевыми песками с размером зерен 0,10—0,25 мм. Открытая пористость коллектора по всему разрезу в среднем со­ ставляет 30%; проницаемость от 0,3 до 3 Д. Объект закачки от­ делен от нижележащих песчаных пачек глинистым пропластком мощностью 2—1 м, а сверху он перекрыт непроницаемыми глинами

210

мощностью 13—27 м. Пластовое давление закачанного газа 91— 102 кгс/см2.

На всех изученных нами скважинах перед вскрытием эксплуа­ тационного пласта скважина обсаживалась колонной диаметром 15,2 см, и в интервале глубин 880—894 м бурение велось долотом

14,6 см.

Методика проведения опытных работ на Щелковском подзем­ ном газохранилище. В проведенных нами работах скорость цир­ куляции бурового раствора рассчитывалась по времени движения индикатора в обсаженной скважине и проверялась по времени за­ полнения емкости известных размеров. Скорость бурения устанав­ ливалась по времени углубления квадрата от метки до метки. Для этого при достижении долотом забоя на квадрате через каждые 0,5 м мелом наносились метки.

К моменту достижения меткой уровня ротора отмечалось время и отбирались пробы выходящего и входящего бурового раствора. Пробы выходящего бурового раствора отбирались в колбы объ­ емом 100 мл из желоба на расстоянии около 1м от устья скважины, а входящего — в такие же колбы под вакуумом из всасывающей трубы насоса. Свойства бурового раствора определялись при по­ мощи приборов, обычно применяемых в газовом каротаже. После окончания бурения скважины циркуляция бурового раствора про­ должалась 40—70 мин, и в течение этого времени через каждые 5 мин отбирались пробы входящего и выходящего растворов [42].

Дегазация проб проводилась на приборе СД-1, а анализ извле­ ченных газов — на хроматермографе ГСТЛ-3 [57].

Методика определения доли газа, поступающего в буровой ра­ створ из выбуренной породы. Для определения доли газа, посту­ пающего в буровой раствор из выбуренной породы, по результатам газового каротажа по приращению газосодержания бурового ра­ створа в процессе бурения скважины, нами использовалась фор­ мула

-С

а— 5 ,

где С — содержание углеводородных газов в буровом растворе; «S— количество газа, которое поступило бы в буровой раствор при полной отдаче газа пластом.

Величина С определяется по формуле. C= &qQ, где Q — ско­ рость циркуляции бурового раствора, Аq —^вых ‘ (/вх, здесь *7вых ‘ содержание углеводородных газов в пробах выходящего из сква­ жины бурового раствора; qBX— содержание углеводородных газов в соответствующих пробах входящего бурового раствора.

где d — диаметр Долота; ѵ — скорость бурения; рпл — пластовое давление; kn — коэффициент пористости; kv— коэффициент газо­ насыщенности.

Если вместо С и 5 поставить их значения, получим

1,3 АqQZ

аd2upnnknkT

При расчете доли газа, поступающего в буровой раствор из вы­ буренной породы, по данной формуле были допущены следующие погрешности. При определении величин A q = ± 15%, ѵ = ± 6 % ,'Рпл =

= ± 2 % ,£ г= ± 10% ,/гп= + Ю% и Q= ± 10%.

Общая средняя погрешность определения доли газа, поступа­ ющего в буровой раствор из выбуренной породы, подсчитываемая как корень квадратный из суммы квадратов погрешностей исход­ ных величин, составляет 24%•

Результаты опытных работ. На основании результатов газового каротажа по приращению газосодержания бурового раствора, по­ лученных при разбуривании эксплуатационного пласта, а также по результатам других методов исследования скважин, нами опре­ делялась доля газа, поступающего в буровой раствор из выбурен­ ной породы на скв. 101 и др. Щелковского подземного газохрани­ лища.

В скв. 101 эксплуатационный пласт мощностью 11,5 м (от 886,5 до 898,0 м) был вскрыт на глинистом растворе плотностью 1,32 г/см3 и вязкостью 60 с. Пласт неоднороден по составу. Дан­ ные радиометрии показывают, что интервал 891—894 м обладает

вскрытия эксплуатационного пласта равнялось 102 кгс/см2. Для определения газосодержания бурового раствора в процессе буре­ ния эксплуатационного пласта было отобрано 140 проб бурового раствора. Результаты определения доли газа, поступающего из пласта в буровой раствор, приведены в табл. 38.

Из табл. 38 видно, что приращение газосодержания бурового раствора с начала бурения эксплуатационного пласта довольно значительно," и оно остается высоким до конца бурения. Макси­ мальное приращение газосодержания метана отмечено для пробы, приуроченной к глубине 891,5 м. Доля газа, поступающего из пласта в буровой раствор, здесь довольно велика. Она колеблется для отдельных интервалов от 3,8 до 20%. В среднем для всего пласта она составляет 9,8%• Это значит, что более 90% метана из пласта в буровой раствор не поступает.

Результаты работ по определению доли газа, поступающего в буровой раствор из выбуренной породы, полученные нами при проведении газового каротажа по приращению газосодержания бурового раствора, при вскрытии эксплуатационного пласта на 18 скважинах Щелковского подземного газохранилища, приведены в табл. 39 и 40.

212