Статья: Особенности интерпретации данных газового каротажа при исследовании глубоких скважин
%
абс.
%
абс.
%
абс.
Относительный состав газа зависит также от типа применяемого дегазатора. В табл. 5 приведены результаты сравнительных испытаний отечественного поплавкового дегазатора и центробежного дегазатора с принудительным дроблением потока фирмы Geoservices (Франция). Испытания проводились на скв. 39 Тенгиз при бурении с применением известково-битумного раствора ИБР-2 плотностью 2,13 -2,16 г/см3 и условной вязкостью 48 - 55 с. Из табл. видно, что центробежный дегазатор не только в 7 - 8 раз, по сравнению с поплавковым, повышает степень дегазации ПЖ, но и изменяет относительный состав газа в сторону увеличения в извлеченной ГВС концентрации метана. Поэтому при проведении газового каротажа желательно применять один тип желобного дегазатора и учитывать данные обстоятельства при интерпретации полученных результатов раздельного анализа УВГ.
Таблица 5. Изменение состава газа, извлечённого из ПЖ, в зависимости от типа используемого желобного дегазатора
| Суммарная концентрация углеводородных газов, % | Концентрация CH4 -С3 H8 , % | Относительный состав газа, % | ||
| CH4 | C2 H6 | С3 H8 | ||
| Поплавковый дегазатор | ||||
| 0,25 | 0,190 | 78,9 | 15,8 | 5,3 |
| 0,35 | 0,225 | 71,1 | 21,8 | 7,1 |
| 0,70 | 0,290 | 79,3 | 17,2 | 3,5 |
| 0,75 | 0,440 | 72,7 | 19,8 | 7,5 |
| 1,10 | 0,490 | 82,1 | 12,2 | 5,7 |
| 1,20 | 0,560 | 71,4 | 19,6 | 9,0 |
| Дегазатор Geoservices | ||||
| 2,2 | 1,16 | 87,9 | 8,6 | 3,5 |
| 3,7 | 1,45 | 80,1 | 15,2 | 4,7 |
| 4,6 | 1,54 | 81,9 | 14,6 | 3,5 |
| 5,5 | 1,59 | 73,6 | 20,7 | 5,3 |
| 7,5 | 3,94 | 88,8 | 9,1 | 2,1 |
| 9,4 | 5,30 | 84,9 | 9,4 | 5,7 |
Исследования, проведенные Л. А. Галкиным [7], показали, что изменение состава УВГ может происходить и в процессе транспортировки ГВС по газовоздушной линии из дегазатора до хроматографа при использовании полихлорвиниловой трубки. Полихлорвинил имеет свойство сорбировать тяжелые углеводороды, а при нагревании отдавать их, т. е. десорбировать. Поэтому, особенно весной и летом, при резких перепадах положительных температур, наблюдаются изменения относительного состава извлекаемой из ПЖ газовоздушной смеси (при росте температуры - увеличение доли в ГВС тяжелых углеводородов). Для получения достоверной информации о составе газа необходимо применять трубку из материала, не сорбирующего углеводороды, или осуществлять подогрев газовоздушной линии на всем ее протяжении до постоянной определенной температуры (+20 ÷ +40 °С). При использовании трубки ПВХ необходимо учитывать возможные искажения состава углеводородных газов (особенно при низких фоновых значениях УВГ).
Состав УВГ изменяется и в процессе проведения термовакуумной дегазации проб ПЖ и зависит от выбранного режима дегазации. Экспериментальные данные показывают, что оптимальным режимом дегазации являются температура нагрева проб 95 °С, вакуум - 0,09 МПа. При изменении режима ТВД необходимо вносить коррективы при интерпретации.
Относительный состав УВГ может изменяться в процессе хроматографического анализа и зависит от режима работы хроматографа, применяемого сорбента, плотности, его набивки, степени сорбции и десорбции тяжелых углеводородов сорбентом при каждом цикле анализа и пр.
Таким образом, при интерпретации первичного материала газокаротажных исследований необходимо иметь в виду следующее:
• состав УВГ, полученный при хроматографическом анализе ГВС и газа проб ТВД, не всегда соответствует истинному составу УВГ вскрытого пласта;
• относительный состав газа претерпевает значительные изменения в процессе его транспортировки от забоя скважины до хроматографа станции.
Для получения достоверной информации о составе УВГ необходимо:
• забор ПЖ производить из затрубного пространства и периодически проводить термовакуумную дегазацию проб бурового раствора;
• в качестве газовоздушной линии необходимо использовать трубку из материала, не сорбирующего тяжелые углеводороды;
• режим работы хроматографа должен оставаться постоянным в процессе проведения исследований на скважине, особенно при подходе к перспективному интервалу и вскрытии нефтегазонасыщенного пласта.
Список литературы
1. Черемисинов О. А. Проблемы газометрии скважин. М.: Недра, 1973. 214 с,
2. Прогноз и оценка нефтегазоносности недр на больших глубинах. Под ред. С. Н. Симакова. Л.: Недра, 1986. 248 с.
3. Геология нефти и газа. М-: Недра, 1980. 245 с.
4. Голубев И. Ф., Гнездилов И. Я. Вязкость газовых смесей. М.: Стандарты, 1971. 340с.
5. Отбор проб и анализ природных газов нефтегазоносных бассейнов. Под ред. И. С. Старобинца и М. К. Калинко. М.: Недра, 1985. 239 с.
6. Зорькин Л. М., Старобинец И. С., Стадник Е. В. Геохимия природных газов нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1984. 248 с.
7. Галкин Л. А.. Слуцкина Г. А. Изменения состава газовоздушной смеси при ее транспортировке по газовоздушной линии//В кн. Методика и техника газового каротажа. М.: Недра, 1971. С. 35 - 39.