Cтраница 1
Газопоказания, регистрируемые при газовом анализе, характеризуют количество углеводородных газов, извлекаемых из бурового раствора. [1]
Газопоказания против водоносных пластов мало превышают фоновые. По данным люминесцентного анализа нефть в буровом растворе и шламе отсутствует. [2]
Фоновыми называются газопоказания, наблюдаемые по всему разрезу скважины или в пределах значительных интервалов, которые возникают за счет постоянной газовой составляющей разбуриваемых пород, вследствие неполной дегазации промывочной жидкости в циркуляционной системе после проходки газо-нефтесодержащих пород, при попадании в раствор смазки и нефти. [3]
При регистрации газопоказаний промывочной жидкости величины Яд и Ян не совпадают, так как измерение выполняется на устье скважины в среде, которая переносится промывочной жидкостью с забоя па устье. [4]
Газоносным пластам соответствуют повышенные суммарные газопоказания при малом содержании тяжелых углеводородных газов, что связано с преобладанием метана в природном газе. [5]
Как правило, газопоказания аномальных зон, относящихся к внутритрубной порции глинистого раствора, ниже, чем для затруб-ьой порции промывочной жидкости, что определяется соотношением объемов затрубного и внутритрубного пространства. Если пласт, отдающий газ, расположен на забое или вблизи забоя скважины, то зоны аномальных газопоказаний для затрубного и внутритрубного пространств совпадают. При совмещении записанных в этом случае кривых газопоказаний так, чтобы каждая половина одной кривой была симметрична половине другой кривой, линия их перегиба будет соответствовать забою скважины, что позволяет уточнить величины отставания промывочной жидкости. [6]
Нефтеносные пласты характеризуются повышенными суммарными газопоказаниями и одновременно повышенным содержанием тяжелых углеводородных газов. В буровом растворе и шламе по данным люминесцентного анализа отмечается повышенное содержание нефти. [7]
В пульте 7 измеряются суммарные газопоказания в загрубленном Гсум загр и основном - Гсум оси масштабах и определяются с помощью специального счетно-решающего устройства величины приведенных газопоказаний - Гпрнв п значению Гсум и сигналам AFH и Ннк. [8]
В интервалах разреза, характеризующихся повышенными газопоказаниями, а также в перспективных на нефть и газ интервалах проводят компонентный анализ состава углеводородных газов, извлекаемых из промывочной жидкости. Для этого применяется хроматограф, основными узлами которого являются разделительная колонка, газоанализатор и регистрирующий прибор. [9]
На диаграммах газового каротажа такими же газопоказаниями, как и продуктивные интервалы, обычно отмечаются пласты бурого угля, некоторые глины и некоторые песчаники с соленой водой. Газ, содержащийся в буром угле, почти полностью состоит из метана. Углеводороды из глин обычно представлены метаном, но в некоторых глинистых сланцах содержится и нефть и тяжелые углеводородные газы. Соленые воды на глубине часто содержат газ, но не всегда метанового состава. Кроме того, оказывается, что часто интервалы содержат только остаточную нефть. Эти интервалы на диаграммах газового каротажа имеют такую же характеристику, как и промышленно нефтеносные пласты. [10]
Разница между глубиной забоя скважины при записи газопоказаний при отборе пробы и истинной глубиной, когда проба находилась в забое, определяется временем, необходимым для того, чтобы порция бурового раствора переместилась от забоя к устью скважины. Это время называется временем отставания глубины записи от истинной глубины. [11]
Мощность газосодержащих пластов обычно соответствует интервалу, характеризующемуся повышенными газопоказаниями на диаграмме газового анализа. [12]
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. [13]
При проведении гидродинамической обработки в процессе бурения изменяется характер газопоказаний при вскрытии пластов с ут-леводородсодержащими жидкостями - на диаграмме регистрируется всплеск и снижение до нуля, т.е. диаграмма резко дифференцирована. [14]
В результате газометрических измерений скважин после бурения получают диаграммы газопоказаний промывочной жидкости при возобновлении ее циркуляции. В процессе газометрии в заданных интервалах отбирают пробы промывочной жидкости и свободного газа для детальных исследований. [15]