Физико-химические основы газового каротажа

Газовый каротаж основан на изучении содержания и состава углеводородных газов и битумов в промывочной жидкости, основных параметров характеризующих режим бурения. Поры нефтегазоносных пород заполнены смесью углеводородных газов. В процессе бурения газ из этих пор поступает в ПЖ и выносится на поверхность, где подвергается анализу на содержания газообразных углеводородов. Природный и попутный газы могут содержать углеводороды не придельного типа, из-за соединения и некоторые не углеводородные газы (азот, сероводород и др). Для изучения нефтегазосодержания пластов наибольшую информацию можно получить по предельным углеводородам.

При газовом каротаже в процессе бурения измеряется следующий комплекс параметров:

t1 – продолжительность бурения 1м скважины (в мин\м) величина обратная скорости бурения (м\ч). По величине параметра t1 определяют длину ствола скважины приходящеюся на единицу времени бурения, полученные данные используют при построения кривой изменения продолжительности бурения с глубиной, которую называют кривой механического каротажа. Она характеризует крепость разбуриваемых пород. На ней выделяются слабо сцементируемые породы коллекторы и крепкие плотные породы. Этим объясняется хорошая корреляции кривой t1 с диаграммами ГИС, что способствует совмещению по глубине газокаротажных диаграмм с диаграммами ГИС.

Qвх – расход промывочной жидкости на входе, определяется производительностью буровых насосов (л\с) и соответствует паспортным данным насосам

Qвых - расход промывочной жидкости на выходе. По изменении величины этого параметра по стволу скважины в процессе бурения судят о поглощении промывочной жидкости пластами

Qп – дифференциальный расход ПЖ по скважине (л\с)

Qп= Qвых- Qвх

Ер – параметр разбавления, характеризует количество жидкости, которое приходится на единицу объема выбуренной порода (м3\м3) и может быть определен по формуле:

Ер=0,77*10³* Qвых*t1/d²н

dн- номинальный диаметр

В зависимости от геолого-технических условий бурения коэффициент Ер изменяется 50-4000

Для определение параметров характеризующих газо- и нефтесодержащие пластов из промывочной жидкости поступивший на поверхность извлекают часть газа. Дегазация производится с помощью дегазаторов непрерывного действия. Газ извлекается из бурового раствора, смешивается с воздухам и через отстойник и ротанетр поступает в газоанализатор, где определяется общее суммарное содержание горючих газов.

В термохимич газоанализаторе чувствительным элементом явл камера с помещённой в неё спиралью из платиновой проволки, которая подогревается до 800 град.

Часть горючих газов проходя через такую камеру сгорают и выделенное при этом тепло повышает температуру платиновой нити изменяя ее электрическое сопротивление. Нить включена в качестве измерительного плеча в схему пласта постоянного тока, сопротивление плеч моста регулируется таким образом чтобы при пропускании через камеру чистого воздуха мост находился в равновесии. При сгорании горючих газов в камере равновесие моста нарушается и через его измерительную диагональ проходит ток пропорциональных суммарному содержанию углеводородных газов. Напряжение с резистора включенного в измерительную диагональ моста подается на регистрирующий прибор который записывает кривую Гсум функции глубины скважины. Для покомпонентного анализа служат хромоторграфы в которых происходит разделение газов на индивидуальные компоненты и последующая их регистрация. Получаемая кривая называется хромотограммой.

При регистрации газопоказаний бурового раствора производят точную привязку данных, полученных на устье скв к истинной глубине залегания продуктивного пласта.