Способ выделения нефтегазоносных пластов

Авторы патента:

E21B47 - Исследование буровых скважин (регулирование давления или потока бурового раствора E21B 21/08; геофизический каротаж G01V)

ОП ИСАНИЕ

ИЗЬЬРЕТЕН ИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советски к

Социалистические

Республик

<и 901483 (6l.) Дополнительное к авт. свил-вувЂ” (22) Заявлено 07.0"-80 (21) 2906471/22-03 с присоединением заявки РЙ (5l ) IVE. Кл.

Е 21 В 47/00

1авуддретвеккыВ кемитет

СССР (23) ПриоритетвЂ”

Опубликовано 30.01.82 ° Бюллетень И 4

Дата опубликования описания 30.01.82 ва делам взебретеикй и открытия (53) УДК 550.832..9(088.8) (72) Авторы изобретения

А.А.Голев и Е.Ф.Карпов (71) Заявитель (54) СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к геофизическим исследованиям в скважинах и может быть применено при выделении продуктивных пластов по данным геохимических измерений.

Известны способы выделения неф5 тегазоносных пластов, основаны на том, что проявляющие пласты содержат углеводородные газы, которые переходят в буровой раствор и издают в нем

1О зоны повышенной газонасыщенности ° Содержащийся в буровом растворе гаэ в результате промывки поступает на поверхность и анализируется газоанализатором jl1.

Недостатки известных способов состоят в трудности привязки данных геохимических измерений, полученных на устье скважины,к истинной глубине залегания продуктивного горизон. та.

Известен способ выделения нефтегазоносных пластов, включающий измерение расхода бурового раствора и

2 концентрации газа в буровом растворе, по величине которой судят о нефтегазонасыщенности пластов. Привязка геохимических измерений производится по параметру "отставания",который on" ределяется аналитически по времени движения бурового раствора. в затрубном 1тространстве по известному объему кольцевого пространства и расходу бурового раствора, закачиваемого в колонну буровых труб123, Недостатком известного способа является низкая точность определения глубины выделенных пластов за счет погрешностей в оценке объема затрубного пространства, а также из-за возможных гаэоводопроявлений и поглощений промывочной жидкости.

Цель изобретения - повышение точности определения глубины выделенных нефтегазоносных пластов.

Указанная цель достигается тем, что в способе выделения нефтегазоносных пластов, включающем измерение

3 901483

4 аствора и концент- породы Г находим из следующего выт о е по ве- ражения а у(с-а}„

Я, с

a Vz t(C С р) S$ расхода бурового р .рации газа в буровом рас в р личине которой судят о нефтегаэонасыщенности пластов, расход и концентрацию газа измеряют в буровом растворе, вытесняемом из буровых труб путем обратной промывв1.

При такой подаче раствора. для промывки измерение расхода и концентрации газа осуществляют в буровом раст- 10 воре, вытесняемом из внутреннего объема. бурильных труб. При этом исключается влияние ранее разбуренных пластов, так как последние изолируются стенками бурильной колонны.

Пример 1. При вскрытии кровли нефтегазосодержащего пласта, когда на поверхности в процессе прямой промывки отмечаются признаки аномаль- 20 ных газопоказаний, бурение и циркуляцию прекращают. Затем, несколько приподняв инструмент над забоем, изменяют направление промывки и фиксируют время начала обратной циркуля- 5 ции.

Зная дебит бурового раствора М, выходящего иэ бурильных труб с внутренним диаметром d, и глубин4 забоя

Н, легко рассчитать время, через которое (с начала обратной циркуляции) забойная порция раствора выйдет на дневную поверхность

<9 ""

В момент выхода забойной пробы капроновым мешком, через который

40 пропускается буровой раствор, отбирается проба шлама и регистрируются газопоказания анализатора, по которым рассчитывается объем газа,.вынесенного из скважины за некоторый заданный интервал времени д t, Обыч45 но этот интервал соответствует времени равнозначных показаний газоанализатора с. где с и с+ - газосодержание выходящего бурового раствора соответственно до и после выхода забойной пробы.

Зная массу отобранного шлама С, природную газоносность разбуренной

4о значению Г судят о нефтегазонасыщенности пластов.

В случае разбуривания пород средней и высокой степени метаморфиэма, обладающих низкими коллекторскими свойствами, следует учитывать и остаточное газосодержание шлама.

Определенная таким образом газоносность разбуренной породы с высокой достоверностью может быть отнесена к заданной глубине скважины.

Забор пробы бурового раствора возможно производить на любой глубине, соответствующей положению нижнего конца бурильной колонны. При этом газовый состав отобранной пробы раствора остается неизменным после поднятия ее даже с большой глубины.

Пример 2. Относится к газовому каротажу после бурения, при котором проводятся испытания нескольких горизонтов эа один спуск инструмента в скважину, По мере спуска инструмента на забой внутренняя полость бурильных труб через отверстия в долоте постепенно заполняется буровым раствором, забирая своеобразный

"жидкий керн", Распределение зон аномальной газонасыщенности бурового раствора по глубине внутри труб соответствует такому же распределению этих эон в кольцевом (затрубном) пространстве скважины. В процессе обратной циркуляции столб бурового раствора выдавливается из внутренней полости труб и анализируется на содержание газов. Развертка газопоказаний во времени отвечает распределению их по глубине. Масштаб этой развертки зависит от величины расхода промывочной жидкости и внутреннего диаметра спущенных труб. Чем больше расход, тем более сильное сжатие во времени претерпевают регистрируемые газопроявления. Регистрация гаэометрических данных на диаграмме, передвигающейся со скоростью движения раствора в трубах, обеспечивает автоматическую привязку их к глубине и независимость от величины расхода. Оледует вводить поправку только на диаметр бурильных труб. Для

9014

Составитель Н.Кривко

Техред N.Кастелевич Корректор А. Гриценко

Редактор Ю.Ковач

Заказ 12323/33 Тираж 623 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Иосква, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал AllA "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4

5 этого расходомер бурового раствора связывают с приводом диаграммной ленты таким образом, чтобы скорость протяжки была прямо пропорциональна величине расхода.

К достоинствам предлагаемого способа следует также отнести повышенную точность определения времени окончания каротажа, которое умень- в шено в связи с необходимостью вытеснения меньшего объема бурового раствора, заключенного в бурильных трубах, по сравнению с обьемом затрубного пространст ва. CS

Зкономическая эффективность предлагаемого способа связана с более высокой достоверностью выделения нефтегазосодержащих пластов и, сле- 2о довательно, с увеличением прироста разведанных запасов нефти и газа.

83 6

Формула изобретения

Способ выделения нефтегазоносных пластов, включающий измерение расхода бурового раствора и концентрации гаэа в буровом растворе, по величине которой судят о нефтегазонасыщенности пластов, о т л и ч а,ю шийся тем, что, с целью повышения точности определения глубины выделенных нефтегазоносных пластов, расход N концентрацию газа измеряют в буровом растворе, вытесняемом иэ буровых труб путем обратной промывки.

Источники информации

I принятые во внимание при экспертизе

1. Чекалин Л.И. Газовый каротаж и геологическая интерпретация его результатов. И., "Недра", 1968, с. 115.

2. Черемисинов О.А. Каримов 3.Ф.

Определение глубин залегания пласта по данным газового каротажа. Сб.

"Нефтегазовая геология и геофизика", И., ВНИИОЭНГ, 1965, М 8.

Способ выделения нефтегазоносных пластов

Устройство для гидродинамических исследований скважин // 901480

Способ определения плотности флюида // 901479

Устройство для направления кабеля разного диаметра // 901253

Способ оценки напряжений в массиве горных пород // 899944

Устройство для измерения структурно-механических свойств буровых растворов // 899880

Скважинный дебитомер // 899879

Устройство для спуска кабеля в скважину // 899878

Устройство для соединения скважинного прибора с кабелем // 898049

Прибор для определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости // 2100592

Изобретение относится к нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и химической промышленности, в частности к способам контроля содержания нефти в пластовой жидкости скважины в процессе ее эксплуатации

Прибор для определения объемной доли и физических параметров нефти в пластовой жидкости // 2100593

Способ определения азимута и зенитного угла скважины и гироскопический инклинометр // 2100594

Изобретение относится к точному приборостроению и может быть использовано, например, для обследования нефтяных, газовых и геофизических скважин путем движения скважинного прибора в скважине в непрерывном или точечном режиме, при определении азимута и зенитного угла скважины

Скважинный термометр // 2100595

Изобретение относится к устройствам для измерения температуры в буровых скважинах

Установка для измерения и исследования продукции скважин // 2100596

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к области измерения продукции (дебита) различных категорий нефтяных скважин (мало-, средне- и высокодебитных) и определения фазного и компонентного составов

Бескарданный гироскопический инклинометр и способ выработки инклинометрических углов // 2101487

Устройство для измерения изменений внутреннего диаметра обсадных колонн // 2101488

Изобретение относится к средствам контроля технического состояния обсадных колонн в скважинах и может быть использовано в различных отраслях народного хозяйства

Телеметрическая система передачи и приема информации в процессе бурения // 2101489

Изобретение относится к геофизическим исследованиям

Способ обработки сигналов инклинометрических преобразователей (его вариант) // 2102596

Способ контроля состояния крепи скважины // 2102597

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам, применяемым для геофизических исследований скважин, и предназначено для технического состояния их крепи: обсадной колонны и цементного кольца в заколонном пространстве, а также спущенных в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ)