Способ выделения нефтегазоносных пластов

 

Союз Советских

Социалистических

Республик

ОП ИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (((> 981 596 (63 ) Дополнительное к авт. саид-ву (22) Заявлено 17. 10,80 {2! ) 2994771/22-03 с присоединением заявки № (23) Приоритет

Опубликовано 15.12.82. Бюллетень ¹ 46

Дата опубликования описанчя 15,12.82 (51)М. Кл.

Е 21 В 47/00

9кударствениый квинтет

СССР ио далем изобретений и открмтий (53) УДК550.832..9(088.8)(72) Автор изобретения

Л. М. Федин (71) Заявитель

Ухтинский индустриальный институт (54) СПОСОБ ВЫДЕЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ

ПЛАСТОВ

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

Известен способ газового каротажа S . в процессе бурения скважины, состоящий и измерении и регистрации в функции истинных глубин суммарного содержания углеводородных газов в газовоздушной смеси, получаемой при непрерывной де. газации промывочной жидкости. При разбуривании горных пород, содержащиеся в них углеводородные газы за счет механического перемешивания флюида из обьема выбуренной породы попадают в промывочную жидкость, которая эвакуирует ся с забоя на поверхность. Газоносные и нефтеносные пласты обладают повышенным содержанием углеводородных . 2о газов, которые создают в промывочной жидкости зоны повышенной газонасышенности. Эти зоны отмечаются аномальными значениями суммарных газосопепжаний и могут служить признаком пересечения скважиной газосодержащих пластов Г1 ) .

Недостатком данного способа является то, что при разбуривании коллекторов имеет место значительное превышение давления столба промывочной жидкости над пластовым, в результате чего( происходит опережающее проникновени е фильтрата промывочной жидкости и оттес некие пластового флюида. Это явление приводит к искажению данных о газосодержании разбуриваемых пород. Ис кажаюшее влияние имеет место при низких скоростях бурения и значительном расходе промывочной жидкости на забое скважины.

Известен способ выделения нефтегазоносных пластов, включаюший регистрацию кривой суммарного газосодержания бурового раствора, эвакуируемого из скважины после возобновления циркуляции.

При этом обогащение промывочной жидпластов, из ородный

10 особа являетния нефтегаго, что поспласта за кольматации емость его тельно уменьпротивление истой корки у давлений

20 между скважиной и прони аемым пластом, проникновение фильт ата в пласт прекращается.

При статическом сост янии промывочной жидкости между сква иной и плас- 2S том действует перепад д лений рав1

3 9815 кости углеводородными газами в период отсутствия циркуляции происходит за счет их диффузии из ране разбуренных пластов в ствол скважинь . Поэтому аномалии на кривой сумм рного газосодержания, зарегистрирова ной в масштабе глубин должны соответствовать истинной глубине залегания которых поступает углев газ (2 3 .

Недостатком данного ся низкая точность выдел зоносных пластов, из-за ле вскрытия проницаемог счет образовавшихся зон и глинистой корки прониц прискважинной части зна шается. Гидравлическое с зоны кольматации и гли становится равным переп

96 4 где V — объем поглощенной промывочной жидкости; — коэффициент упругоемкости плас% та;

V„— объем пласта, в котором уставится средневзвешенное по объему давление P

Поглошенная промывочная жидкость путем механического перемешивания с пластовым флюидом и за счет раствор ния в ней углеводородных газов обогащается последними.

После прекращения циркуляции в течение некоторого времени давление в стволе скважины будет меньше, чем в прискважинной части пласта и поглощенная ранее промывочная жидкость обогащенная углеводородными газами близкими по составу к пластовым вытесняется в ствол скважины.

Вытесненный из пластов фильтрат перемешает весь столб промывочной жидкости вверх. В результате во много раз увеличивается высота столба жидкости обогащенной углеводородными газами по сравнению с истинной толшилений, равный

SS п ср P„„ ный

l аР =Р

1 ГСТ ПЛ1 где Ргст и Рпл гидрост тическое давление столба промыво ной жидкости и пластовое давление.

При движении промыво ной жидкости в кольцевом пространстве между скважиной и пластом действует перепад дав> - (per пл лот г где Р„- давление потерь в кольцевом пространстве.

Таким образом, перепад давлений между скважиной и плас ом не постоянный. Во время циркуляц и промывочной жидкости он больше, а при статическом ( состоянии меньше.

С момента циркуляции промывочной жидкости за счет возрос пего перепада давлений в проницаемый пласт поступает фильтрат промывочной жидкости. Поглощение идет до тех пор пока увеличение толщины и плотности глинистой корки не приводит к увеличению ее гидродинамического сопротивления. Поглошенная пластом промывочная жидкость увеличивает ее упругий запас, который равен (ной пласта. При подъеме, а затем спуске бурильного инструмента происходит дополнительное перемешивание и увеличение высоты столба обогашенной углеводородными газами промывочной жидкости. Поэтому определить местонахождение нефтегазоносных пластов в разрезе скважины по данным способа в большинстве случаев оказывается невозможным.

Ueab изобретения — повышение точности выделения нефтегазоносных пластов в разрезах скважины.

Поставленная цель достигается тем, что в способе выделения нефтегазоносных пластов, включающем прерывание циркуляции,возобновлениециркуляции,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 перерывах циркуляции.

При кратковременном перерьгве цирляции в ствол скважины из пласта поступает малый объем поглошенной промывочной жидкости что приводит к незна5 9815 чительному смещению в скважине столба жидкости обогащенной углеводородными газами. С увеличением перерыва циркуляции увеличивается и объем вытесненный в ствол скважины поглощенной промывоч- 5 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 нефгегазоносного пласта аномалия газосодержания должна быть несколько меньше. Анализируя серию кривых суммарных газосодержаний можно более достоверно вьщелить 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 промывочной 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 про- ЗО мывочной жидкости. С момента начала циркуляции и до момента эвакуации из скважины объема промывочной жидкости, равного объему затрубного пространства, регистрируют кривую суммарных газосо- у держаний, 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 а}

2-3 раза.

Все диаграммы суммарных газосодержаний сопоставляют в мастшабе времени. По началу аномалий (от забоя скважины) при малых перерывах циркуляции 4S определяют глубину подошвы нефтега96 d зоносных 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 повышением точ- . ности выделения нефтегазоносных пластов.

Формула изобретения

Способ выделения нефтегазоносных пластов, включающий прерывание циркуляции,возобновлениециркуляции,впроцессе которой осуществляют регистрацию кривой суммарного газосодержания бурового раствора, эвакуируемого изскважины, о т л и ч аю шийся тем, что, с целью повышенияточности выделения местоположения нефтегазоносных пластов, 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 перерывах циркуляции.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Чекалюк Л. М. Газовый каротаж скважин и геологическая интерпретации его результатов. М., "Недра", 1965.

2. Авторское свидетельство СССР

М 363803, кл. Е 21 В 47/00, 1971 (прототип ) .

Составитель Н. Кривко

Редактор Н. Воловик Техред М.Надь Корректор В. Бутяга

Заказ 9663/48 Тираж 623 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета АЗССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, -35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r Ужгород, ул. Проектная, 4