Газометрии - скважина
Cтраница 1
 |
Теоретические кривые суммарных газопоказаний Гсу ( в % против однородного по газонасыщенности пласта большой ( о и малой ( б мощности и против двух газонасыщенных пластов малой мощности ( в. [1] |
Фактические кривые газометрии скважин обычно имеют более сложный вид. Поэтому, а также ввиду возможных погрешностей в определении отставания промывочной жидкости границы газонефтеносных пластов уточняют по диаграммам промыслово-геофизических методов. [2]
При газометрии скважин производится непрерывное определение суммарного содержания углеводородных газов, определение полного содержания газа в глубокодегазированных отдельных пробах глинистого раствора и покомпонентный анализ проб газовоздушной смеси. Первые два анализа выполняются с помощью термохимического газоанализатора, последний - с помощью хроматографа. [3]
При газометрии скважин после бурения необходимо следить за газопоказаниями промывочной жидкости в течение времени, равного полному циклу циркуляции ( время движения жидкости от устья до забоя и от забоя до устья скважины), так как при спуске в скважину бурового инструмента промывочная жидкость поступает во внутреннее пространство бурильных труб и остается в затрубном пространстве. Уровень жидкости, обогащенной газом, в бурильных трубах и в затрубном пространстве одинаковый. [4]
Метод газометрии скважин после бурения основан на изучении газосодержания промывочной жидкости, которая обогащается газообразными углеводородами, поступающими из пластов, в период перерыва ее циркуляции. [5]
Интерпретация данных газометрии скважин в процессе бурения предусматривает: 1) выявление в изучаемом разрезе залежей нефти и газа и определение глубины залегания пластов; б) определение характера залежи ( газ, нефть, обводненная залежь); в) оценка кажущейся газонасыщенности исследуемых отложений. [6]
Интерпретация данных газометрии скважин после бурения заключается в выявлении залежей нефти и газа, определении их характера ( газовая, нефтяная, обводненный пласт) и глубины залегания. [7]
Разработанные методики интерпретации газометрии скважин из-за трудности учета ряда факторов позволяют определять лишь кажущуюся газонасыщенность породы. [8]
Если при проведении газометрии скважин в процессе бурения диффузионные явления практически не оказывают влияния на ее результаты, то при длительных перерывах циркуляции промывочной жидкости они становятся заметными и могут быть использованы для выявления нефтегазовых залежей. [9]
Характер углеводородной залежи, как и при газометрии скважин в процессе бурения, устанавливают по результатам анализа состава углеводородного газа. При этом необходимо учитывать данные электрометрических, радиометрических и других методов исследования скважин. [10]
Добавка к глинистому раствору нефти в процессе бурения делает невозможной полноценную интерпретацию результатов газометрии скважин и люминесцентного анализа. [11]
Газометрию скважин после бурения желательно проводить вскоре после вскрытия перспективных отложений, пока зона проникновения фильтрата промывочной жидкости не достигла больших размеров. Хотя коэффициенты диффузии отдельных углеводородных компонентов различны, газ, поступающий в жидкость при прекращении бурения, имеет осредненный состав, весьма близкий по соотношению отдельных его компонентов к составу газа в залежи. Палетки, составленные по результатам анализа газа, отобранного при газометрии скважин после бурения, повторяют эталонные палетки, основанные на данных о составе пластового газа. Таким образом, незначительное различие коэффициентов диффузии метана и тяжелых газообразных углеводородов не оказывает существенного влияния на качественный состав углеводородных газов, изучаемых при газометрии скважин после бурения. [12]
На газовых месторождениях выделение обводненных пластов в крупнослоистом терригенном разрезе успешно решается методами радиометрии скважин. При частом чередовании глин, песчаников, алевролитов малой толщины, а также в карбонатном разрезе надежно действующих геофизических методов выделения обводненных интервалов пока нет. В этих условиях представляет практический интерес разработанный во ВНИИГазе метод, использующий данные детальной газометрии скважин ( ДГС) для оценки степени обводненности пластов в процессе бурения скважин и последующего обоснования интервалов для выборочной перфорации. [13]
Для геофизиков-промысловиков наиболее важен раздел Д РЖ Геофизика: Геологические и геохимические методы поисков полезных ископаемых. В этом разделе помещается информация о литературе по промысловой геофизике: электрометрии, радиометрии, сейсмометрии, термометрии, газометрии скважин и другим вопросам. [14]
Газометрию скважин после бурения желательно проводить вскоре после вскрытия перспективных отложений, пока зона проникновения фильтрата промывочной жидкости не достигла больших размеров. Хотя коэффициенты диффузии отдельных углеводородных компонентов различны, газ, поступающий в жидкость при прекращении бурения, имеет осредненный состав, весьма близкий по соотношению отдельных его компонентов к составу газа в залежи. Палетки, составленные по результатам анализа газа, отобранного при газометрии скважин после бурения, повторяют эталонные палетки, основанные на данных о составе пластового газа. Таким образом, незначительное различие коэффициентов диффузии метана и тяжелых газообразных углеводородов не оказывает существенного влияния на качественный состав углеводородных газов, изучаемых при газометрии скважин после бурения. [15]
Страницы: 1