К оглавлению журнала

 

УДК 622 244

Э.Е. ЛУКЬЯНОВ (ВНИГИК)

Геологическая информативность технологических исследований скважин в процессе бурения

В последнее десятилетие в нашей стране развивается новое направление промысловой геофизики – геолого-технологические (ГТИ) и технологические (ТИ) исследования в процессе бурения скважин. На начало 1989 г. в системе Миннефтепрома и в Мингео функционировало около 300 таких отрядов. При этом по сложившейся традиции к собственно геологическим (геолого-геохимическим) исследованиям принято относить результаты экспрессных лабораторных определений по каменному материалу (шлам, керн) и данные ГК по промывочной жидкости (ПЖ), а информация, полученная с помощью технологических датчиков, нужна лишь для характеристики и оптимизации процесса бурения, т. е. только для ТИ. При таком положении результаты последних для получения оперативной геологической информации практически не используются, чем обедняются методические возможности ГТИ.

Цифровая регистрация данных ТИ и внедрение в практику работ полевых вычислительных комплексов позволяют ликвидировать этот серьезный пробел, существенно повысив как технологическую, так и геологическую информативность ГТИ. Расширение комплекса первичных преобразователей в составе информационно-измерительных систем (ИИС) ГТИ с одновременным применением метода размерностей (А.А. Гухман, 1967 г., [4]) дает ценную геологическую информацию на основе первичных материалов ТИ (рис. 1).

Для повышения точности определения отдельных технологических параметров необходимо проводить предварительную обработку первичной информации (усреднение, фильтрация, преобразование). Преобразованные данные на входе в ЭВМ или в бортовой управляюще-вычислительный комплекс (УВК) ИИС ГТИ являются основой производных непосредственно неизмеряемых параметров, несущих геологическую информацию.

Возможности получения последней по результатам ТИ резко возросли с введением в комплекс исследований виброакустического каротажа (ВАК), реализуемого с помощью прибора, названного индикатором работы долота (ИРД) [1]. Практически все алгоритмы, показанные на рис. 1, можно реализовать только с учетом результатов ВАК, хотя используются лишь два параметра ВАК: амплитуда А и частота f виброускорений продольных колебаний верхней части бурильной колонны (Э.Е. Лукьянов, 1987 г.).

Геологическая информация, получаемая по результатам ТИ, предназначена прежде всего для оперативного использования непосредственно на буровой для оптимизации процесса углубления поисково-разведочных скважин (выделение пласта-коллектора, определение характера его насыщения, принятие решения об испытании объекта и т. п.), однако в сложных случаях может оказаться ценной и для комплексной интерпретации всей геолого-геофизической информации на этапе подсчета запасов.

Определение физико-механических свойств пород

Поскольку ИРД регистрирует вероятностно-усредненную частоту взаимодействия зубьев долота с забоем, можно определить скорость вращения долота n при турбинном бурении, а через нее и время бурения интервала проходки (Th), проходку (мм) за один оборот долота:

d0= 100/nTh. (1).

Этот производный технологический параметр, интересный сам по себе (рис. 2), входит в структуру ряда выражений для оценки других производных параметров. Через d0 и нагрузку на долото Gд (кг) можно найти жесткость разрушения ар [2]:

аp=Gд·104/d0' (2)

где d0' – глубина зоны разрушения, мм. Поскольку в большинстве случаев твердость горных пород Рш (кг/мм2) намного меньше твердости зуба долота, параметр ар, характеризующий жесткость пары “зуб долота – порода” [2], будет определяться жесткостью породы, с которой он корреляционно связан уравнением

ар=3,15· 103Pш. (3)
С учетом износа долота:

Ршр/0,315kи=Gд/0,315d0kи, (4)

где kи – коэффициент износа долота, определяемый по выражению

kи=Skб.о/Sd0 , (5)

где Skб.о – суммарное значение относительного коэффициента буримости за определенный интервал проходки (от начала долбления), Sd0 – суммарное значение проходки за оборот за тот же интервал проходки.

Мгновенное значение kб.о рассчитывается так:

kб.о=vh/vт. (6)

где vh – механическая скорость бурения, определенная за небольшой интервал проходки (квант по глубине) h, м/ч, vт – текущая механическая скорость от начала долбления, м/ч.

Энергоемкость разрушения горных пород, характеризующая эффективность реализации подводимой к забою скважины энергии, оценивается так:

Av=A0/pRд2d0, (7)

где A0 – работа долота за один оборот, Rд – радиус долота. Отсюда:

A0=Gдd0+2pM, (8)
где M – вращающий момент на долоте.

M=Mx+MудGд, (9)

где Mx – момент при холостом ходе, составляющий 3–5 % от M [5], Mуд – удельный момент на долоте, зависящий от типа долота и свойств горных пород.

Отношение удельных моментов в зависимости от типа долот определяется рядом [5]

M:C:T:K= 1:0,8:0,6:0,5.

Для долот типа M и С Муд изменяется от 6 (песчаник) до 8– 15 кгс·м/1тс (пластичные породы – аргиллиты, глины).

Можно показать, что для долот диаметром 215,9 мм, используемых при бурении терригенных пород, например для Западной Сибири, (с учетом применяемых типов турбобуров и износа долота) уравнение (7) приводится к виду

Av=1,683MудGд/d0. (10)

Поскольку для терригенных пород Mуд~0,5Gд [5], выражение (10) можно упростить:

Av=0,8Gд2/d0kи, (11)

что позволяет определять Av при турбинном бурении наклонно-направленных скважин, когда непосредственное измерение момента невозможно.

При роторном бурении используются данные моментомера и энергоемкость рассчитывается так:

Av=(Gдd0+2pMр)/pRд2d0kи, (12)

где Mp – разница значений момента при бурении Мб и момента при холостом Мx вращении с той же частотой при отрыве долота от забоя.

Иногда удобнее использовать параметр скорости, нормированный по забойной мощности:

vN=1000/Av. (13)

В работе [3] приводится классификация горных пород по удельной энергоемкости, пользуясь которой можно установить класс горных пород и оперативно выделять перспективные объекты.

Определение “буровой пористости”

В последнее время за рубежом появились работы, в которых рассматривается определение свойств горных пород по данным проходки (P. Bellotti, 1976 г., R.E. Gerard, 1977 г.). По аналогии с принципами, изложенными этими исследователями, можно вывести более простое и логичное выражение для вычисления параметра (коэффициента) прочности k, по которому находят как забойную прочность sб (кг/мм2), так и “буровую пористость” kп.б:

где Gд – в тс, D – в мм, n – в об/мин, v – в м/ч, gвх – плотность промывочной жидкости на входе в скважину, г/см3; а, b – показатели степени, определяемые для конкретных сочетаний “долото – порода”.

Основываясь на работах ([3], И. X. Бикбулатова и др., 1977 г.), можно предложить ряд выражений, по которым рассчитывают kп.б в различных(конкретных) горно-геологических условиях:

где v0 – условная механическая скорость при нулевой пористости, Avmax – максимальная энергоемкость для пород с самой низкой пористостью, встречающихся в разрезе данной скважины, Ks0 – параметр прочности для породы с условной нулевой пористостью, с – показатель степени, определяемый для конкретных сочетаний “долото – порода”.

Множество выражений 16–19 для расчета kп.б оправдано многообразием реальных свойств пород, для конкретных же условий выбирается какая-либо одна модель. Однако наиболее надежный способ оценки Кп.б (по крайней мере для разреза, представленного песчано-глинистыми породами) заключается в определении плотности горных пород по технологическим данным ГТИ, а затем по известным связям между плотностью и пористостью (В.Н. Дахнов, 1975 г.) находят “буровую пористость”.

Плотность горных пород по технологическим данным рассчитывают по выражению

где Sз – площадь забоя, см2 , КД – коэффициент, учитывающий тип долота (для долот М, МС равен единице), z – показатель степени, определяемый для конкретного сочетания “долото – порода”.

“Буровая пористость” через sп для условий Западной Сибири оценивается так:

Определение “буровой проницаемости”

С позиций метода размерностей ([4], А.А. Гухман, 1964 г.) наиболее приемлем параметр:

где f – частота виброускорения, с-1.

Для учета литологических особенностей пород в выражение (22) вводится коэффициент литологии kл, а тип долота характеризуется коэффициентом kд.

Другой путь определения kпр.б – использование параметра фильтрации Пф=kпр/kп [3]. После преобразований получим:

где А – амплитуда виброускорения верха бурильной колонны, м/с2.

Для условий Западной Сибири хорошие результаты дают формулы

Определение остаточного газового фактора пород

Применение аппаратуры контроля плотности раствора (АКПР) позволяет устанавливать газонасыщенность ПЖ по ее плотности на входе в скважину и на выходе из нее (Ю.T. Обухов и др., 1987 г.) Газонасыщенность ПЖ находят по выражению (без учета влияния выбуренной породы)

Следующим шагом является определение приведенной газонасыщенности:

где E – коэффициент разбавления, м33, а затем – остаточного газового фактора по выражению, приведенному в работе Ю.Г. Езерского, А.Д. Никонова (1977 г.)

Если известны пластовые условия и характер насыщения пласта-коллектора, то можно найти коэффициент оттеснения

где Gф.р – расчетный газовый фактор в пластовых условиях, м33.

kот – функция как проницаемости, так и характера насыщения, зависит от дифференциального давления и свойств ПЖ. Тем не менее значение kот может быть полезно для выделения пласта-коллектора и определения характера его насыщения.

Определение других характеристик пород

Комплекс первичных параметров ГТИ и метод размерностей позволяют получить ряд производных параметров, представляющих интерес для сейсморазведки.

Смещение: С=0,077vм2/А, (32)

где vм – механическая скорость бурения, м/ч.

Коэффициент затухания:

kзат=3600A/vм (33)

и ряд других размерных и безразмерных параметров, которые могут быть использованы при построении синтетических сейсмических разрезов.

При прочих равных условиях на величину kпр.б, определяемую по технологическим параметрам, будет оказывать влияние характер насыщающего пласт-коллектор флюида, так как вязкость смеси “фильтрат ПЖ – флюид” при различном характере насыщения будет неодинакова.

На этой основе можно предложить параметр “индекс насыщения”

где kпр.б рассчитана по одному из выражении (22–27), aсп – относительный параметр СП, определенный по данным ГИС.

По индексу насыщения при благоприятных условиях можно получить сведения о характере насыщения.

Уверенное литологическое расчленение разреза и оперативное выделение пластов-коллекторов можно осуществить по параметрам ВАК с учетом относительного коэффициента буримости.

Это параметры: откорректированная амплитуда виброускорений:

АВАКkб.о (35)

и индекс породы

jп0kб.о, (36)

где А0 – отношение амплитуд виброускорений в различных частотных диапазонах. Данные параметры практически не подвержены влиянию износа долота и глубины скважины и поэтому отражают изменение физических свойств пород.

Описанные алгоритмы определения геологической информации по технологическим параметрам не исчерпывают всей информативности ТИ. Технологические параметры являются основой для определения исправленной d-экспоненты, а через нее и пластового давления методом эквивалентных глубин (В.М. Добрынин, В.А. Серебряков, 1978 г.) и ряда других параметров. Даже частичная реализация геологической информации по данным ТИ позволяет коренным образом изменить информационную сущность ГТИ и как следствие технологию управления процессом разведки на уровне скважины. На рис. 2 показано использование ряда описанных алгоритмов по скважине Самотлорского месторождения в сопоставлении с данными ГИС. Из приведенного материала видно, что полученные на основе четырех исходных параметров (механическая скорость, нагрузка на долото, амплитуда и частота вибрации верха бурильной колонны) восемь производных (откорректированная амплитуда виброускорений – ВАК, энергоемкость разрушения, углубление на оборот, забойная твердость, плотность породы, буровая пористость, буровая проницаемость, жесткость разрушения) позволяет не только однозначно выделить песчаные пласты-коллекторы, но и детально дифференцировать их по физико-механическим свойствам, что дает возможность наметить в пределах пласта-коллектора уплотненные неперспективные разности.

Выводы

1. Рассмотренный материал убедительно показывает условность разделения информации ГТИ на технологическую и геологическую, подтверждая ее неразрывность для решения всего комплекса задач, стоящих перед поисково-разведочным бурением.

2. Реализация изложенных методик в разрабатываемых геофизических аппаратурно-методических автоматизированных комплексах ряда “Разрез” позволит проводить ГТИ поисково-разведочных скважин на новом, значительно более высоком методическом уровне

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Аппаратура контроля вибраций бурового инструмента в процессе бурения / В.Г. Горожанкин, В.Г. Тимченко, А.В. Барычев, Э.Е. Лукьянов / В кн.: Разработка аппаратуры для промыслово-геофизических и геолого-технологических исследований на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири (Тез. докл. областной научно-практической конференции 16–19 марта 1987 г.), Тюмень,– 1987 – С. 87– 89.
  2. Гуреев И.Л., Копылов В.Е. Жесткость пары “зуб долота – забой” // Труды ТюмИИ.– 1974.–Вып. 39. С. 107–109.
  3. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения.– М.: Недра.– 1979.
  4. Седов Л.И. Методы подобия и размерности в механике.– М.: Наука.– 1987.
  5. Спивак Н.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин.– М.: Недра.– 1979.

Рис. 1. Схема получения геологической информации по результатам ТИ:

ДМК (Th) – детальный механический каротаж (время бурения интервала проходки), мин/м, Нд – проходка на долото с начала рейса, м, Тд – время долбления с начала рейса, мин, yкр – масса на крюке, тс, Ав – амплитуда виброускорений (вертикальная составляющая) верха бурильной колонны, м/с2, fв – частота виброускорений (вертикальная составляющая), с-1, gвх – плотность ПЖ на входе в скважину, г/см3, gвых - плотность ПЖ на выходе из скважины, г/см3, Qвх, Qвых – расход ПЖ на входе в скважину и на выходе из нее л/с, Пф – параметр фильтрации, Гф – газовый фактор, ks – коэффициент

прочности, yd – забойная прочность

Рис. 2. Пример обработки результатов ГТИ в скв. 30446 Самотлорской

 

 

 

 

 

 

 

 

Сайт создан в системе uCoz