Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Проведение геохимических исследований в сложных геолого-технологических условиях 12
1.1 .История становления метода 12
1.2. Анализ эффективности метода газового каротажа 16
1,3 Причины снижения информативности геохимических исследований 24
1.4 Особенности процессов газообогащения промывочной жидкости в рассматриваемых регионах 35
Выводы по главе 1 51
Глава 2. Формулирование технических требований к газокаротажному хроматографу 52
2.1 Расчет параметров газонасыщения бурового раствора при различных геолого-технических условиях 52
2.2 Обоснование необходимых параметров проведения газового анализа 56
2.3 Обзор применяемых технических средств газового каротажа 73
Выводы по главе 2 81
Глава 3. Разработка высокочувствительного экспрессного хроматографа для выявления маломощных нефтенасыщенных пластов в разрезе бурящихся скважин 82
3.1 Исследование путей проведения хроматографического анализа 82
3.2 Разработка методики хроматографического анализа 93
3.3 Разработка технических решений 105
Выводы по главе 3 116
Глава 4. Применение разработанных технических и методических средств газового каротажа для решения задач выделения в процессе бурения нефтенасыщенных пластов малой мощности 117
4.1 Пример выделения нефтеносного пласта 118
4.2 Пример выделения маломощного пласта трещиноватого типа 121
4.3 Пример выделения последовательно расположенных пластов 124
4.4 Пример выделения нефтеносных и водоносного пластов 128
4.5 Выделение нефтеносных пластов при обработке бурового раствора нефтепродуктами 131
Выводы по главе 4 137
Основные выводы 138
Список использованных источников 140
Приложение 1 150
- Анализ эффективности метода газового каротажа
- Обоснование необходимых параметров проведения газового анализа
- Разработка методики хроматографического анализа
- Выделение нефтеносных пластов при обработке бурового раствора нефтепродуктами
Введение к работе
Актуальность темы
Необходимость ускорения промышленного роста, повышения уровня жизни населения, укрепления стратегических позиций России на мировых энергетических рынках диктует необходимость восполнения нефтегазовых ресурсов страны. В связи с этим представляет большой интерес доразведка недоизученных либо пропущенных ранее по геологическим и технологическим причинам залежей нефти в уже освоенных нефтедобывающих провинциях. В этих условиях важное значение приобретают задачи повышения эффективности геологоразведочных работ, обеспечиваемых развитием комплексов геофизических исследований скважин, одним из которых является метод газового каротажа (ГзК). Геохимические исследования позволяют формировать прогнозную оценку нефтеносности разрезов скважин практически в режиме реального времени. Они проводятся непосредственно в процессе бурения, при неустановившихся процессах скважина-пласт (до формирования глубокой зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт), что позволяет получать более достоверные результаты. Эти особенности ГзК делают его весьма результативным методом исследования скважин при проведении поисковых работ и бурении разведочных скважин на нефть и газ. Однако геологическая эффективность метода порой бывает недостаточна. Нередко встречаются случаи пропуска нефтегазонасыщенных пластов, выдачи рекомендаций об опробовании непродуктивных пластов из-за несопоставимости результатов газового каротажа и промыслово-геофизических исследований.
Волго-Уральская нефтегазоносная провинция характеризуется сложными геологическими условиями. Это связано с низкими пластовыми давлениями и газовыми факторами нефтей, тонкослоистостью продуктивных отложений, повсеместными добавками нефтепродуктов в промывочную жидкость. Связанные с этим ограничения практического применения метода могут быть значительно сокращены либо полностью устранены путем создания более совершенных методических и технических средств газового каротажа, высокочувствительной газоаналитической аппаратуры. В настоящее время повышение разрешающей способности ГзК является первоочередной задачей.
Цель диссертационной работы
Повышение эффективности метода газового каротажа в сложных геологических условиях Волго-Уральской провинции путем разработки и практического внедрения новых технических и программно-методических средств геохимических исследований.
Объект исследования
Геохимические исследования при неблагоприятных для газового каротажа геолого-технологических условиях бурения скважин.
Предмет исследования
Методика и выбор оптимального пути практической реализации хроматографического анализа углеводородных газов в полевых условиях.
Основные задачи исследования
-
Проанализировать факторы, влияющие на эффективность практического применения газового каротажа в сложных геологических условиях Волго-Уральской провинции.
-
Разработать и исследовать геохимическую модель газообогащения и дегазации промывочной жидкости в процессе бурения при неблагоприятных геолого-технологических условиях.
-
Разработать, на основе созданной модели, методику проведения геохимических исследований.
-
Разработать аппаратно-программные средства проведения хроматографического анализа и выбрать оптимальные технические решения, обеспечивающие его практическую реализацию.
-
Провести промышленные испытания разработанных технических и программно-методических средств проведения газового каротажа и оценить эффективность их внедрения в промысловую практику.
Методы исследования
Поставленные задачи решались путем анализа и обобщения имеющихся представлений о процессах формирования газовой составляющей бурового раствора в сложных геологических условиях, проведения большого объёма лабораторных и экспериментальных работ с использованием современных средств геохимических исследований.
Научная новизна
-
Впервые разработана и оптимизирована методика хроматографического анализа углеводородных газов, характеризующаяся высокой разрешающей способностью и широким диапазоном измерений в полевых условиях.
-
Впервые разработаны и оптимизированы средства проведения газового каротажа в условиях тонкослоистого разреза, разбуриваемого на буровом растворе с добавлением нефти в вертикальных и горизонтальных скважинах.
Основные защищаемые научные положения
-
Разработанные средства газового каротажа нефтегазовых скважин с чувствительностью до 10-5 % абс. по метану позволяют выделять не регистрируемые ранее часто чередующиеся тонкослоистые нефтяные пропластки и повысить порог регистрации продуктивных пластов, насыщенных нефтью с низким газовым фактором (от 3 м3/м3).
-
Созданные технические и программно-методические средства, имеющие расширенный диапазон измерения до 100 % абс. по метану, позволяют проводить измерения концентрации углеводородов при бурении на промывочной жидкости с содержанием нефти свыше 10 %, в том числе и при проводке горизонтальных скважин.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций, полученных в рамках настоящей диссертационной работы, подтверждена результатами лабораторных и опытных работ, широким промышленным внедрением аппаратурно-методических средств ГзК.
Практическая значимость и реализация результатов работы в промышленности заключаются в востребованности результатов проведенных исследовательских работ на практике. В настоящее время разработанные средства являются основными инструментами проведения газового каротажа в Республиках Башкортостан и Татарстан. Выпускаемая аппаратура газового каротажа широко применяется предприятиями России, Белоруссии, Казахстана, Украины, Азербайджана, Туркмении, Узбекистана и др. В различных геофизических предприятиях успешно эксплуатируется около 200 программно-аппаратных комплексов.
Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; в анализе условий проведения геохимических исследований; в проведении аналитических и экспериментальных исследований, обобщении их результатов. Соискатель является инициатором, руководителем и соисполнителем работ по созданию и внедрению разработанных средств газового каротажа.
Апробация работы
Основные результаты работы докладывались на III научном симпозиуме «Высокие технологии в промысловой геофизике» (Уфа, 2004), на посвященной 100-летию В. Н. Дахнова научно-практической конференции «Современные проблемы промысловой геофизики» (Москва, 2005), на научной конференции «Информационные технологии в нефтегазовом сервисе» (Уфа, 2006), на научно-практической конференции «Новые достижения в технике и технологии ГИС» (Уфа, 2009), на научно-практической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (Уфа, 2011).
Публикации
Основное содержание работы опубликовано в 16 научных статьях, в том числе 7 - в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.
Структура и объём работы
Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Она изложена на 151 странице машинописного текста, содержит 31 рисунок, 4 таблицы и список использованных источников из 107 наименований.
Разработка и опробование методик были бы невозможны без помощи, поддержки и критических замечаний со стороны ученых и производственников А.А.Кириченко, С.Н.Сидоровича, И.В.Меньщикова, В.С.Кузнецова, Д.В.Артёмова, В.Н.Андреева, С.Н.Гоптарева, Р.Т.Бибарцева и многих других, которым автор выражает свою благодарность. Особую признательность автор выражает своему наставнику П.П. Муравьеву.
Автор выражает благодарность научному руководителю работы М.Г.Лугуманову за неоценимую помощь при работе над диссертацией.
Анализ эффективности метода газового каротажа
Нефтяные месторождения в пределах районов Башкортостана и Татарстана связаны с отложениями палеозоя. Коллекторами нефти являются как терригенные, так и карбонатные породы, причём достижение высокого уровня добычи нефти обеспечивается разработкой подготовленных запасов в терригенных отложениях верхнего девона [50]. Однако, в связи с необходимостью поддержания в течение длительного времени достаточного уровня добычи нефти актуализировались задачи по изучению нефтеносности карбонатных отложений по всему разрезу от верхнего девона до верхней перми. Задачи по литологическому расчленению разреза скважины, выделению и оценке продуктивности коллекторов нефти в основном решаются комплексом геофизических исследований скважин, включающего в себя электромагнитные, электрохимические, акустические, термометрические, импульсные, нейтронные и многие другие методы.
Однако, следует отметить, что существуют определенные ограничения, снижающие информативность методов промысловой геофизики в рассматриваемых районах, которые обуславливаются сложной литолого-петрофизической характеристикой коллекторов и специфическими условиями их разбуривания. Так, терригенные отложения нередко бывают представлены сильно заглинизированными или маломощными коллекторами, часто переслаивающимися с глинистыми пропластками. В карбонатном разрезе встречается большое количество пластов, различающихся как по типу коллекторов, так и по литологии. Наиболее существенным отличием карбонатных коллекторов от терригенных является их исключительная неоднородность, связанная с широким развитием в них вторичных процессов. Наибольшее распространение в карбонатных отложениях имеет смешанный тип трещинного коллектора (порово-трещинные, порово-каверзно-трещинные). В условиях образования глубоких зон проникновения раствора в пласт выделение нефтенасыщенных пластов в карбонатном разрезе существенно усложняется - пласты и пропластки, промытые нагнетаемыми водами, из-за низкой минерализации этих вод не отличаются по своим характеристикам (удельное сопротивление, показания нейтронных методов) от нефтенасыщенных пластов [16,71].
Нефти рассматриваемых регионов, обладая общими свойствами, характерными для смолистых, сернистых и одновременно парафинистых нефтей, существенно различаются в зависимости от стратиграфической приуроченности залежей [10,93]. Нефти терригенного девона относительно легкие, а нефти каменноугольного возраста из верей - намюрских отложений являются наиболее тяжелыми. Нефти верей - намюрского возраста чрезвычайно богаты смолистыми компонентами, серой и ароматическими углеводородами, а в нефтях бобриковского горизонта и турнейского яруса содержание этих компонентов постепенно снижается. Например, нефти большинства залежей Мелекесскои депрессии отличаются от подобных залежей Ромашкинского и Бавлинского месторождений большим удельным весом и высокой вязкостью [5]. Как уже отмечалось, в разрезе скважин могут быть встречены коллекторы с остаточной нефтью и битумообразные породы с большим содержанием органики, нередко по трещинам содержащие подвижную нефть. Таким образом, анализу подлежит целая гамма органических соединений от битумозных веществ и окисленных, малоподвижных нефтей до нефтей промышленного значения, что требует применения аппаратуры с расширенным комплексом параметров, с широким диапазоном измерения.
В пределах Башкортостана и Татарстана прилегающих территориях карбонатные отложения мендым-доманикового возраста, являющиеся наиболее перспективно-нефтеносными, представлены весьма характерным комплексом глинисто-карбонатных пород, обогащенных органическим веществом: известняки, мергели, аргиллиты, горючие сланцы. Нефтеносные пласты в мендым-доманиковых отложениях наиболее часто связаны с вторичной пористостью карбонатных пород. Сложность в изучении мендым-доманиковых отложений методами промысловой геофизики заключается в крайне резкой изменчивости их электрических и радиоактивных характеристик, обусловленной тонким переслаиванием между собой карбонатных пород различного литологического состава с органическими примесями (например, удельное электрическое сопротивление плотных битуминозных пород, вмещающих нефтеносные пласты и пропластки, достигает нередко 10000 Ом м). В ряде случаев нефтегазоносность пластов малой мощности вообще не отражается изменением геофизических параметров. Распределение физических полей в околоскважинном пространстве зависит от наличия углеводородов опосредственно - через петрофизические связи, имеющие, как правило, конкретную стратиграфическую и региональную приуроченность. Применяемый комплекс промысло-геофизических исследований недостаточно эффективен не только для оценки характера насыщения коллектора, но и для его выделения. Выделение трещиноватых и кавернозных коллекторов осложняется их заглинизированностью, в связи с чем, например, интерпретация данных акустического каротажа оказывается неоднозначной [3].
Как известно, достоверность электрометрических методов определяется состоянием прискважинной зоны исследования, зависящей от величины проникновения фильтрата бурового раствора в пласт при его вскрытии и минерализации бурового раствора. В рассматриваемых регионах с целью повышения технико-экономических показателей бурения скважин и в связи с малой вероятностью нефтяных выбросов ввиду низких пластовых давлений и газовых факторов нефтей весь разрез до терригенных отложений верхнего девона вскрывается на естественных водных суспензиях (ЕВС). Бурение на ЕВС часто приводит к созданию высоких перепадов давления в системе "скважина-пласт", нередко достигающих 40 + 60 кгс/см и способствует глубокому проникновению воды в пласт, значительно превышающего глубинность электрометрических методов. В этих условиях в зависимости от минерализации ЕВС, определяющей характер зоны проникновения (повышающее или понижающее), невозможно однозначно оценить характер насыщения коллектора. Из-за отсутствия глинистой корки при бурении на ЕВС метод микрозондирования не расчленяет разрез на проницаемые и непроницаемые участки [1].
В этих условиях особенно важно уметь надежно выявлять в исследуемом разрезе залежи нефти и газа, тем самым исключая необоснованные ликвидации дорогостоящих и трудно осваиваемых скважин Промыслово-геофизические исследования в ряде случаев не дают надежных результатов, в то время как на основании этих данных выдаются заключения о перспективности вскрытых залежей, принимается решение о дальнейшем использовании скважины (опробование или её ликвидация). Указанные ограничения методов промысловой геофизики в геолого-технических условиях рассматриваемых районов предопределяют возможность широкого применения газового каротажа. Дополняя данные промыслово-геофизических исследований, результаты газового каротажа способствуют повышению эффективности выдаваемых заключений. К тому же, имеются определенные условия, когда ввиду недостаточной разрешающей способности промысловой геофизики, геохимические исследования, базирующиеся на принципиально отличной от других методов промысловой геофизики физической основе, являются основным методом оценки характера насыщения пород-коллекторов. Эти условия обуславливаются как геологическими особенностями разреза (плотные, высокоомные коллектора, преимущественно трещиноватого типа), технологией бурения (вскрытие пластов на пресной воде), так и перераспределением флюидов в пласте при эксплуатации залежей (обводнение пластов и пропластков пресной нагнетаемой водой). Например, только на основании результатов газокаротажных исследований были открыты нефтяные залежи в карбонатных отложениях турнейского яруса (Самарская область), семилукского горизонта (Саратовская область) и др. [18,22,95]. Преимуществом данного метода является выделение продуктивных пластов непосредственно в процессе бурения по газо- и нефтепроявлениям, а не спустя какое-то время по косвенным параметрам (удельному сопротивлению, плотности и т.д.), используемым в других методах промыслово-геофизических исследований скважин. Нефтесодержащие пласты при газовом каротаже отбиваются до формирования глубокой зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, до влияния явлений, связанных с закупоркой пор вследствие разбухания глинистых частиц в прискважинной части пласта, особенно с трещинным типом коллекторов.
Газовый каротаж основан на изучении количества и состава газа, попавшего в буровой раствор из разбуриваемых или вскрытых ранее скважиной пластов, содержащих углеводородные газы, и является одним из наиболее информативных методов геолого-технологических исследований промывочная жидкость является источником прямой информации о нефтегазонасыщенности разбуриваемых горных пород.
Обоснование необходимых параметров проведения газового анализа
Для решения задачи надежной регистрации незначительного газосодержания промывочной жидкости необходимо сформировать технические условия, предъявляемые к полевому хроматографу, позволившему проводить геохимические исследования с минимальными ограничениями в сложных условиях. Формулированию необходимых технических требований к газокаротажному хроматографу способствовали исследования, связанные с выяснением характера практических задач, возникающих при выполнении геохимических исследований скважин, бурящихся на нефть с низким газовым фактором, а также формирующихся при решении данных задач определенных требований к аппаратуре, реализующей раздельный газовый анализ по стволу скважины. Исходя из этого были исследованы следующие параметры:
a) покомпонентный состав газа в нефтенасыщенных горизонтах и информативность различных составляющих при определении характера насыщения пласта, вскрываемого скважиной;
b) диапазон измерения концентраций информативных компонентов и пороговая чувствительность необходимые для определения характера насыщения исследуемого пласта;
c) периодичность выполнения измерений концентраций информативных составляющих в промывочной жидкости при бурении ствола скважины, позволяющей проводить выделение в разрезе скважины продуктивных пластов;
d) требования к аппаратуре, связанные с регистрацией информации о содержании информативных компонентов анализируемого углеводородного газа по стволу скважины с привязкой по глубине;
e) предъявляемые к хроматографу условия по обеспечению помехоустойчивости выполняемых измерений, а также связанными с этим особенностями условий применения газовых хроматографов в полевых условиях при проведении исследований разведочных скважин.
А. При выполнении геохимических исследований скважин наиболее предпочтительными компонентами для выявления нефтеносных пластов являются предельные углеводороды парафинового ряда. Химический состав их определяется формулой СпН2п+2- В зависимости от типа пластовых газов в них может содержаться от двух до восьми первых компонентов этого ряда. Наиболее устойчивым из этих компонентов является метан, который в природных условиях находится в газообразном состоянии. Агрегатное состояние остальных компонентов зависит от температуры и давления. В нормальных условиях (температура - 20 С, давление - 1 атм) в газообразном состоянии, кроме метана, находятся ещё этан, пропан, н-бутан и изобутан. Пентан и гексан, хотя и находятся в жидком состоянии при нормальных условиях, однако пары их всегда присутствуют в смеси углеводородных газов. Фазовое состояние предельных углеводородов парафинового ряда легко определить, пользуясь таблицей 2.
Преобладающая масса месторождений рассматриваемых регионов являются нефтяными, а основным типом пластовых газов - попутный газ. Так же следует иметь ввиду, что количество в промывочной жидкости легких углеводородов, как правило, существенно выше содержания тяжелых углеводородных газов, и при прохождении стволом скважины неф-тесодержащего пласта. Это объясняется тем, что с увеличением молекулярного веса растворимость углеводородов в нефти растет (коэффициент растворимости метана - 0,3, этана - 3 и т.д.). Вследствие этого буровой раствор в скважине обогащается в большей степени легкими углеводородами. Наиболее устойчивый углеводородный состав характерен для попутных газов девонских отложений, пределы колебаний минимальны по всем углеводородным компонентам (рис.8). Рассматривая углеводородный состав попутного газа по рассматриваемым регионам, можно отметить, что относительное содержание тяжелых углеводородов значительно превышает среднюю величину, характерную для всех месторождений мира, которая по данным В.А. Соколова составляет 17% [88]. Результатами исследований установлено, что по анализу состава предельных углеводородных газов (от метана до гексана) в интервалах, проходимых при бурении, удаётся классифицировать отмечаемые при исследовании нефтесодержащие объекты на нефтесодержащие, нефтегазосодержащие и газосодержащие пласты. Наряду с углеводородами газ указанных месторождений может содержать также в различной концентрации неуглеводородные газы (водород, азот, двуокись углеводорода, сероводород и др.) [85].
Б. Порог чувствительности и диапазон измерения газоаналитической аппаратуры, с использованием которой выполняется раздельный анализ по стволу скважины, могут быть определены исходя из встречающихся на практике величин минимального содержания и диапазона изменения информативных компонентов в буровом растворе. В геолого-технологических условиях Башкортостана и Татарстана, основываясь на приведенных выше примерах, а также опираясь на большом статистическом материале [84] можно сделать вывод, что величина минимальной (фоновой) газонасыщенности бурового раствора углеводородными компонентами характеризуется величинами от 0,1 см /л до 1 см /л, среднее значение минимальной газонасыщенности при этом составляет - 0,5 см3/л. В свою очередь, количество поступающей на вход газоанализатора газовой смеси, извлекаемой из бурового раствора, определяется степенью дегазации и напрямую зависит от типа дегазирующих устройств. Следует отметить, что в рассматриваемых регионах дегазаторы с механическим дроблением потока промывочной жидкости, обладающие повышенной степенью дегазации, не получили широкого распространения на практике. Успешное применение активных дегазирующих устройств ограничивается низкими температурами в зимнее время, высокой вязкостью глинистого раствора и имеющимися конструктивными недостатками. Учитывая приведенные факторы, в рассматриваемых регионах для дегазации бурового раствора широкое распространение получили поплавковые дегазаторы, хотя они и характеризуются незначительной степенью извлечения растворенного газа.
Исходя из значений параметров применяемых дегазаторов непрерывного действия и фактических величин газонасыщенности бурового раствора аналитически оценим требуемую разрешающую способность аппаратуры при газовом анализе по выделению нефтесодержащих пластов в геолого-технологических условиях Башкортостана и Татарстана. Теоретически возможный динамический диапазон изменения ГСум при котором газоаналитическая аппаратура должна обеспечить регистрацию этого параметра, была определена исходя из примеров расчета, рассмотренных нами ранее. При этом величина суммарного содержания углеводородных газов в газовоздушной смеси формируется исходя из сочетания представленных значений газонасыщенности раствора, расхода газовоздушной смеси через газоанализатор QTBC, степени дегазации бурового раствора С, количества дегазируемого раствора QP. В рассмотренных примерах отображены результаты исследований расчетных величин ГСУМ, из которых видно, что данный параметр имеет теоретически возможный диапазон изменения для рассматриваемых регионов в пределах 0.0045 - - 3,43025 % абс. Теоретически рассчитанные значения ГСум соответствуют фактическим данным, приведенным в [84] практических результатов анализов концентраций газовых смесей, поступающих на вход газоанализатора.
Статистический анализ рассмотренного материала свидетельствует, что фоновые суммарные газопоказания на территории рассматриваемых регионов чаще всего составляют 0,01 + 0,03 % абс, границу раздела «фон-аномалия» можно принять при величине Гсум = 0,03 % абс, и, что согласно приведенной на рис. 9 диаграмме, аномалийные значения Гсум 0,03 % абс. в интервале нефтеносных пластов составляют 85 % от общего числа выборки.
Разработка методики хроматографического анализа
В основном создание методики хроматографического анализа компонентов заключается в выборе режима анализа в результате выполнения серии последовательных опытов. Но данный метод характеризуется существенным ограничением, из-за того, в итоге, не реализуется выбор наиболее оптимального режима анализа. Имеется несколько методик расчета режима выполнения хроматографического анализа. Данный вопрос достаточно полно освещен в сводках ранних работ в монографиях А.А. Жуховицкого и Д.Д. Туркельтауба [20]. Дальнейшая разработка методик расчета режима работы хроматографа связана с работами Б.О. Айерса, Р.И. Лойда, Д.Д. Дефорда [2] и серией работ И.С. Гидденгса [13]. В упомянутых трудах различными путями осуществлялся расчет режима работы хроматографа как в изотермическом, так и в программируемом температурном режиме анализа. Но отраженные методики расчета характеризуются рядом ограничений, препятствующих их использованию в целях расчета режима работы газокаротажного хроматографа. К данным ограничениям необходимо отнести:
1) в рассмотренных методиках оптимальный режим анализа, принимается как режим, обеспечивающий необходимый уровень разделения составляющих анализируемой газовой смеси в течение минимального времени, не принимая во внимание требований по стабильности чувствительности прибора, хотя этот аспект в условиях буровых является наиболее важным;
2) в приведенных методиках расчета не учитывается характер воздействия температурного поля на хроматографическую колонку, хотя при этом, аспекты воздействия температурного режима колонки определяют основные характеристики, которые обеспечивают оптимальный режим анализа газокаротажного хроматографа.
Для устранения этих ограничений была рассмотрена следующая методика расчета оптимального режима хроматографа. В данном пути решения задачи расчета режима анализа предусматривается выбор типа температурного режима хроматографической колонки. При этом варианте «оптимальный режим работы хроматографа» определяется как режим, анализ при котором бы выполнялся за минимально возможное время и при необходимых коэффициентах разделения ( Кх ) пар составляющих исследуемой смеси и уровне чувствительности хроматографа. Характерной особенностью данного пути решения следует отметить использование дополнительных второстепенных характеристик - лучевой диаграммы и годографа несорбируемого компонента. Данные зависимости позволяют определять базовые характеристики хроматографа, при этом выявляя положение элементов в течение всего времени цикла анализа.
Применим эту методику непосредственно при расчете оптимального режима работы полевого газового хроматографа. Для проведения сбора необходимых для расчета экспериментальных данных был создан макет хроматографа по схеме, изображенной на рис.18. В данном макете была применена микро-насадочная колонка с внутренним диаметром 2,0 мм, заполненная активной окисью алюминия ( А12Оз ), обработанная 10% - ным раствором №НСОз, зернением - 0,25 -г- 0,5 мм. Изначально интуитивно определенная длина колонки составляла 2,0 м. Как показано на рис.18 в схеме использовались два детектора - полупроводниковый 2 и пламенно-ионизационный 8. Детектор на полупроводниковом элементе 2 служит в схеме для фиксирования момента ввода пробы в хроматографическую колонку 5 и отображения в регистрирующем устройстве 3 сигнала, соответствующему времени удерживания Т0 несорбируемого компонента. Регистрирующим устройством 7, подсоединенного к схеме детектора 8, фиксировались пики, отображающие содержание исследуемых газов в углеводородной смеси. При исследованиях применялась изготовленная газовая смесь, имеющая в своем составе водород, метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан и гептан. Газом-носителем в макете при проведении опытов являлся воздух. Ввод пробы анализируемой смеси на хроматографическую колонку осуществлялся при помощи дозатора 1. Манометры 4 и 6 служат для измерения давление на входе и выходе хроматографической колонки соответственно.
Необходимая величина расхода газа-носителя устанавливается путем определения зависимости параметра размывания Крн N-ro компонента в процессе анализа от величины потока газа-носителя Qm Коэффициент КрН вычисляется по следующей формуле
В результате проведенных работ было установлено, что на практике параметр КРц не зависит от температуры колонки и ее длины и при этом связан функцией от расхода газа-носителя. Исходя из этого, минимальному значению параметра Крн соответствует оптимальное значение величины QFH Выполненной серией анализов газовой смеси при неизменном значении температуры хроматографической колонки и изменяемых значениях потока газа--носителя была выявлена зависимость КРН = f ( Qra ) На рис. 19 изображен график данной зависимости для метана и этана. По представленным данным определяем при минимуме значения КРН оптимальный расход газа-носителя QrH, который соответствует 68 + 70 см3/мин.
Зависимость параметра удерживания KyN N - го компонента от температуры хроматографической колонки формируется выполнением череды опытов при необходимом значении Qrn и рассчитывается по формуле где Тх - время прохождения компонента через неактивные составные части прибора, по пути дозатор - колонка - детектор.
График зависимости Куп = f (—) для компонентов от метана до гептана, представленный в координатах lg (KyN-l) и tC, изображен на рис. 20. Привязав уравнение прохождения N-ro компонента по колонке к продолжительности пробега несорбируемого элемента и преобразовав его в параметрическую форму, можно установить значения координат для создания лучевой диаграммы
Х = Куп;(14) и у=Т- ; (15)
где ТОА _ продолжительность прохождения несорбируемого элемента сквозь участок хроматографической колонки длиной А.
Исходя из этого, аппроксимировав кривую ротации KyN от температуры ступенчатой зависимостью и используя данные графика, представленного на рис.20, определяем в графической форме прохождение анализируемой газовой смеси сквозь хроматографическую колонку.
Лучевая диаграмма для элементов метан гептан представлена на рнс.21. Создание лучевой диаграммы выполнялось при использовании полученных одинаковых расстояний между пунктами пересечения ломаных линий, характеризующих движение N-ro компонента через хроматографическую колонку, с перпендикуляром через точку оси ординат, показывающей выход N-ro компонента. Выполнение данных требований необходимо для сокращения времени анализа. По результатам построенной лучевой диаграммой был определен температурный градиент, которым необходимо воздействовать на хроматографическую колонку, для реализации значения времени удерживания TN N-ro компонента, согласно определенному из лучевой диаграммы значению KyN для N-ro компонента.
На рис. 22 отражен температурный градиент в форме графика температурной зависимости колонки от времени. Согласно этому графику программирование температуры хроматографической колонки необходимо выполнять по закону, близкому к линейному, начиная с температуры колонки в 25 С. Следует отметить, что скорость программирования температуры должна быть порядка 300С/мин. Предварительно оптимальная длина колонки определяется посредством необходимных значений параметров хроматографа.
Выделение нефтеносных пластов при обработке бурового раствора нефтепродуктами
Добавки нефтепродуктов существенно усложняют получение неискаженной геохимической информации о перспективных пластах. При добавках в буровой раствор разгазированной нефти состав газа, извлекаемого из промывочной жидкости, как правило, характеризуется низким содержанием легких и относительно высокой концентрацией тяжелых газов. Для выделения нефтесодержащих пластов при добавках нефти в буровой раствор многими исследователями предлагалось проводить газовый каротаж по газообразным углеводородам, прежде всего, по метану. Такое предложение базировалось на том, что нефть, заливаемая в буровой раствор, перед этим, при хранении и транспортировке подвергается дегазации и теряет значительную часть газообразных углеводородов. Однако, в условиях нефтяных месторождений с низким газовым фактором нефтей и, следовательно, низким относительным содержанием метана в попутном нефтяном газе, данная методика оказывается недостаточно информативной для решения подобного рода задач [69].
Применение разработанных программно-методических средств позволяет в значительной степени преодолеть указанные ограничения и обеспечить уверенное выделение интервалов, перспективных на нефть и газ, при проведении газового каротажа в рассматриваемых регионах. Решение указанной задачи обеспечивается аппаратно-программными особенностями хроматографа, позволяющего проводить прецизионные измерения изменений микроконцентраций регистрируемых компонентов при значительных абсолютных величинах, т.е. при значительных общих фоновых значениях. Эти особенности при-бора обеспечивают проведение компонентного анализа по стволу скважины и избирательной регистрации информативных параметров путем выбора программным способом необходимого рабочего участка во всем диапазоне измерения соответствующих компонентов при сохранении высокой чувствительности.
Методика проведения газового каротажа с помощью хроматографа «Рубин» при обработке бурового раствора значительным содержанием нефти сводится к следующему. После обработки бурового раствора добавками нефтепродуктов проводятся измерения создавшегося в результате этого компонентного состава. Измеренные при этом значения принимаются за «базовые», нулевые. Для регистрируемых параметров программно устанавливается «зона нечувствительности», ширина которой равна величине искажающего действия добавок нефтепродуктов. По измеренным данным величины фона подбираются значения нулевой линии таким образом, чтобы при регистрации геохимических параметров учитывались значения, выходящие за пределы «зоны нечувствительности». При таком способе регистрации результатов компонентного газового анализа на диаграмме будут фиксироваться аномалии, связанные с изменениями газонасыщенности, возникающих при разбуривании горных пород, и не учитывающих искажающего действия добавок нефтепродуктов. При проведении геохимических исследований, продуктивные пласты выделяются аномалиями по отношению к новым принятым, базовым значениям суммарного газосодержания и покомпонентного состава. Использование высокочувствительного компонентного «экспресс-анализа» газа по стволу скважины с определением компонентной характеристики «фона» позволяет перейти к измерению не абсолютной величины углеводородов, а приращению величины этих значений на перспективных интервалах относительно фона. Это позволяет надежно регистрировать перспективные пласты в случае обработки бурового раствора нефтепродуктами.
На рис. 31 приведен пример выделения нефтеносного песчаного пласта, проведенного разработанными аппаратно-методическими средства-ми, на одной из скважин Хасановской площади Башкортостана. При разбу-ривания карбонатных отложений нижнего карбона на глубине 1006 метра бу-ровой раствор в этой скважине был обработан 3 м нефти с целью предотвращения возможного прихвата бурового инструмента. До момента добавления нефти суммарное газосодержание ГСум равнялось 0,0012 % абс, покомпонентный анализ был представлен следующими значениями: Со і -86% отн.,Со2 - 7 % отн.,Соз -3 % отн.,С04 - 2 % отн.,С05 - 1% отн.,Соб - 1% отн. После обработки промывочной жидкости нефтью значения суммарного газосодержания резко возросли и достигли значений 0,239 % абс, картина распределения углеводородных компонентов приняла следующий вид: Сої - 11 % отн., С02 -12 % отн., Соз -18 % отн., С04 -17 % отн., С05 -28% отн., С06 -12%отн. Данное соотношение углеводородных компонентов характерно при прохождении нефтесодержащих пород. По прошествии некоторого времени, необходимого для выравнивания вновь образовавшегося фона, были проведены измерения абсолютных значений углеводородных составляющих газовой смеси. Полученные величины были применены для корректировки калибровочных характеристик каждого измеряемого компонента и на глубине 1014 метра были внесены в эталонировочные характеристики программного обеспечения хроматографа «Рубин». На приведенной диаграмме видно, что вид кривых регистрации геохимических параметров принял практически первоначальный «фоновый» вид. Дальнейшие детальные геохимические исследования по стволу скважины проводились с использованием скорректированных градуировочных характеристик. Суммарными газопоказаниями по буровому раствору рельефно выделяется аномалия, приуроченная интервалу нефтесодержащих песчаников бобриковского горизонта. На кривой газосодержания промывочной жидкости контрастными показаниями отмечаются интервал 1034 + 1041 м. Значения суммарного газосодержания в промывочной жидкости возросли до 0,023 % абс. Приведенный на диаграмме раздельный состав газа, извлеченного из бурового раствора, указывает на наличие в этих отложениях нефтенасыщенных пород. Компонентный анализ газа интервала 1034 -М041 метров представлен следующим составом: Сої - 13 % отн., Со2 - 7 % отн., Соз - 18 % отн., Со4 - 24 % отн., Cos — 23% отн., Сов - 15% отн. Приведенные результаты характерны для нефтеносных пород терригенных отложений нижнего карбона на данной площади. Пласт динамически ярко, отчётливо выражен.
По приведенной диаграмме можно отметить, что данными люминесцентно-битуминологического анализа шлама продуктивный пласт выделяется незначительной аномалией. Данные анализа шлама на нефтеби-тумосодержание искажаются проникающей в поры нефтью из промывочной жидкости и поэтому не могут рассматриваться как надежные критерии интерпретации. Нефтеносные и непродуктивные породы характеризуются одинаково и по получаемым материалам относятся к нефтесодержащим пластам. Следует также отметить, что выделение в указанных условиях границ пласта по технологическим параметрам - вес на крюке, давление на входе, скорость бурения - существенно усложняется. Как видно из приведенных графиков, после обработки промывочной жидкости нефтью скорость бурения заметно увеличилась и, в дальнейшем, на всем интервале бурения характеризуется незначительными флуктуациями, не связанными со свойствами проходимых горных пород. В таких условиях затрудняется использование технологических параметров - по ним не удается надежно выделять коллектора в разрезе скважины, т.к. регистрируется искаженная информация.
Таким образом, приведенный пример показывает, что аномалии на диаграммах регистрации рельефно выделяются после обработки бурового раствора нефтью. Основным определяющим критерием оценки нефтенасыщенности пород при обработке бурового раствора нефтепродуктами является компонентный состав углеводородных газов. Применение аппаратно-программных составляющих хроматографа «Рубин» позволяет существенно расширить возможности метода газового каротажа при обработке бурового раствора нефтью. Выделение нефтеносных и газоносных коллекторов по данным компонентного газового анализа может производиться и при значительно сильном загрязнении бурового раствора нефтепродуктами [36,62,65,90].
Приведенные практические примеры применения разработанных средств газового каротажа показывают, что при их использовании значительно увеличивается геологическая эффективность геохимических исследований вследствие уверенного выявления компонентной характеристики объектов. Появляется возможность существенного расширения информативности существующих и создания новых методических приемов.
