Способ выделения нефтегазоносных пластов Советский патент 1982 года по МПК E21B47/00 

(54) СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ

1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей прокалшленностй и может быть использовано при газометрии скважин, бурящихся на нефть и газ.

Известен способ газового каротажа в процессе бурения скважины, состоящий в измерении и регистрации в функции истинных глубин суммарного содержания углеводородных газов в газовоздушной смеси, получаемой при непрерывной дегазации промывочной жидкости. При раэбуривании горных пород, содержащиеся в них углеводородные газы за счет механического перемешивания флювда из объема выбуренной породы попадают в промывочную жидкость, которая эвакущзуео ся с забоя на поверхность. Газоносные и нефтеносные пласты обладают повь щенным содержанием углеводородных газов, которые Создают в промывочной жидкости зоны повышенной газонасыщенности. Эти зоны отмечаются аномальными значениями суммарных газосоаержа-

ПЛАСТОВ

НИИ и могут служить признаком пересечения скважиной газосодержащих пластов 1 3 .

Недостатком данного cnQco6a явля ется то, что при разбуривании коллекторов имеет место значительное превышение давления столба промывочной жидкости над пластовым, в результате чего происходит опережающее проникновение фильтрата промывочной жидкости и оттес10нение пластового флюида. Это $голение приводит к искажению данных о газосодержании разбуриваемых пород. Искажающее влшшие имеет место при ниэких скоростях бурения и значительном

15 расходе промывочной жидкости на забое скважины.

Известен способ выделения нефтегазоносных пластов, включающий регистра20цию кривой суммарного газосодержания бурового раствора, эвакуируемого из скважины после возобновления шфкуляцит, При этом обогащение промывочной жидкости углеводородными газами в период отсутствия шркуляции происходит за счет их диффузии из ранее разбуренных пластов в ствол скважинь. Поэтому аномалии на кривой, суммарного газосодержания, зарегистрированной в масшта бе глубин должны соответствовать истинной глубине залегания пластов, из которых поступает углеводородг1ый газ 2 , Недостатком данного способа яюляет ся низкая точность вьщел шин нефтегазоносных пластов, из-за ого, что после вскрытия проницаемого пласта за счет образовавшихся зоны кольматации и глинистой корки проницаемость его прискважинной части значительно умень шается. Гидравлическое сопротивление зоны кольматации и глинистой корки становится равным перепущу давлений между скважиной и пронимаемым пластом, проникновение фильт эата в пласт прекращается. При статическом состс1янии промьюо ной жидкости между скважиной и пластом действует перепад давлений ,равныйIР-| РГОТ-Р где РГСГ пл гидростатическое давление столба npONSbieo :ной жидкости и пластовое давление. При движении промывочной жидкости в кольцевом пространстве между скважиной и пластом действует перепад дав лений, равный д Pi (Р давление потерь в кольцево пространстве. Таким образом, перепад давлений между скважиной и пластом не постоя ный. Во время циркуляции промьточно жидкости он больше, а при статическо состоянии меньше. С момента циркуляции промьюочной жидкости за счет возросшего перепада давлений в проницаемый пласт поступа ет фильтрат промывочной жидкости. Пог лошение идет до тех пор пока увеличение толщины и плотности глинистой корки не приводит к увеличению ее ги родинамического сопротивления. Погло щенная пластом промьточная жидкость увеличивает ее упругий запас, который равен (де V - объем поглощенной промывочной жидкости; (Ь - коэффициент упругоемкости пласта;VP - объем пласта, в котором уставится средневзвешенное по объему давление . Поглощенная промывочная жидкость утем механического перемешивания с ластовым флюидом и за счет раствореия в ней углеводородных газов обогаается последними. После прекращения циркуляции в теение некоторого времени давление в тволе скважины будет меньше, чем в рискважинной части пласта и поглощенная анее промьшочная жидкость обогащенная глеводородными газами близкими по сосаву к пластовым вытесняется в ствол кважины. Вытесненный из пластов фильтрат перемещает весь столб промывочной жидкости вверх. В результате во много раз увеличивается высота столба жидкости обогащенной углеводородными газами по сравнению с истинной толщиной пласта. При подъеме, а затем спуске бурильного инструмента происходит дополнительное перемещивание и увеличение высоты столба обогащенной углеводородными газами промывочной жидкости. Поэтому определить местонахождение нефтегазоносных пластов в разрезе скважины по данным способа в большинстве случаев оказывается невозможным. Цель изобретения - повышение точности выделения нефтегазоносных пластов в разрезах скважины. Поставленная цель достигается тем, что в способе выделения нефтегазоносных пластов I включающем прерывание циркуляции, возобновление циркуляции, впроцессе которой осуществляют регистрацию кривой суммарного газосодержания бурового раствора, эвакуируемого из скважины, перерывы циркуляции осуществляют с возрастанием по времени, причем глубину подошвы нефтегазоносных пластов определяют по началу аномалий газосодержания при малых перерывах циркуляции, а глубину кровли нефтегазоносных пластов определяют по уменьшению аномалии газосодержания при больших перерьюах циркуляции. При кратковременном перерыве цирляции в ствол скважины из пласта поступает малый объем поглощенной промывочной жидкости что приводит к незначительному смещению в скважине столба жидкости обогащенной углеводородными газами. С увеличением перерыва циркуля ции увеличивается и объем вытесненный в ствол скважины поглощенной промывоч ной жидкости, что приводит к большему смещению в скважине столба жидкости, обогащенной углеводородными газами. Это приводит к увеличению протяженности аномалии по сравнению с истинной толщиной пласта. Вместе с тем, выше истинных границ нефтегазоносного пласта аномалия газосодержания должна быть несколько меныде. Анализируя серию кривых суммарных газосодержаний можно более достоверно выделить истинные границы нефтегазоносных пластов в разрезе скважины. Пример. При достижении скважиной заданной глубины спускают на забой бурильный инструмент и осуществляют циркуляцию промывочной жидкости до тех пор, пока содержание углеводородных газов во всем циркулирующем объеме пр мьгаочной жидкости не станет одинаковым, Контроль за содержанием углеводородных газов в промывочной жидкости осуществляют с помощью газокаротажной станции Выключают грязевые насосы и через 1-2 мин возобновляют циркуляцию промывочной жидкости, с момента начала циркуляции и до момента эвакуации из скважины объема промывочной жидкости, равного объему затрубного пространства, регистрируют кривую суммарных газосодержаний, после чего снова выключают насосы на 2-4 мин и регистрируют вторую кривую и т.д. Перед регистрацией последующей кривой увеличивают продолжительность перерыва циркуляции в 2-3 раза. Все диаграммы суммарных газосодержаний сопоставляют в мастщабе времени. По началу аномалий (от забоя скв жины) при малых перерывах циркуляции определяют глуб1шу подощвы нефтегазоносных пластов. По характеру изменения газосодержаний на серии кривых уточняют глубину кровли нефтегазоносных пластов. Глубину залегания нефтегазоносных пластов по временным диаграммам суммарных газосодержаний определяют так же как и по известному способу: началу диаграммы присваивают начало отсчета глубин, а концу - фактическую глубину спуска бурильного инструмента и наносят глубины. Технико-экономическая эффективность способа определяется повыщением томности выделения нефтегазоносных пластов. Формула изобретения Способ выделения нефтегазоносных пластов, включающий прерывание циркуляции, возобновление циркуляции, в процессе которой осуществляют регистрацию кривой суммарного газосодержания бурового раствора, эвакуируемого из скважины, отличающийся тем, что, с целью повыщения точности выделения местоположения нефтегазоносных пластов, перерывы циркуляции осуществляют с возрастанием по времени, причем глубину подощвы нефтегазоносных пластов определяют по началу аномалий газосодержания при малых перерывах циркуляции, а глубину кровли нефтегазоносных пластов определяют по уменьщению аномалии газосодержания, при больщих перерывах циркуляции. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1.Чекалюк Л. М. Газовый каротаж кважин и геологическая интерпретация го результатов. М., Недра, 1965. 2.Авторское свидетельство СССР 363803, кл. Е 21 В 47/ОО, 1971 (прототип).