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).

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.).

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 G_д (кг) можно найти жесткость разрушения а_р [2]:

а_p=G_д·10⁴/d₀' (2)

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

а_р=3,15· 10³P_ш. (3)
С учетом износа долота:

Р_ш=а_р/0,315k_и=G_д/0,315d₀k_и, (4)

где k_и – коэффициент износа долота, определяемый по выражению

k_и=Sk_б.о/Sd₀ , (5)

где Sk_б.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 k_б.о рассчитывается так:

k_б.о=v_h/v_т. (6)

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

A_v=A₀/pR_д²d₀, (7)

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

A₀=G_дd₀+2pM, (8)
где M – вращающий момент на долоте.

M=M_x+M_удG_д, (9)

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

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

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

A_v=1,683M_удG_д/d₀. (10)

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

A_v=0,8G_д²/d₀k_и, (11)

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

A_v=(G_дd₀+2pM_р)/pR_д²d₀k_и, (12)

где M_p – разница значений момента при бурении М_б и момента при холостом М_x вращении с той же частотой при отрыве долота от забоя.

v_N=1000/A_v. (13)

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 s_б (кг/мм²), так и “буровую пористость” k_п.б:

где G_д – в тс, D – в мм, n – в об/мин, v – в м/ч, g_вх – 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 k_п.б в различных(конкретных) горно-геологических условиях:

где v₀ – условная механическая скорость при нулевой пористости, Av_max – 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 k_п.б оправдано многообразием реальных свойств пород, для конкретных же условий выбирается какая-либо одна модель. Однако наиболее надежный способ оценки К_п.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”.

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

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

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 k_л, а тип долота характеризуется коэффициентом k_д.

Другой путь определения k_пр.б – использование параметра фильтрации П_ф=k_пр/k_п [3]. После преобразований получим:

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

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)

где E – коэффициент разбавления, м³/м³, а затем – остаточного газового фактора по выражению, приведенному в работе Ю.Г. Езерского, А.Д. Никонова (1977 г.)

где G_ф.р – расчетный газовый фактор в пластовых условиях, м³/м³.

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

Смещение: С=0,077v_м²/А, (32)

где v_м – механическая скорость бурения, м/ч.

k_зат=3600A/v_м (33)

При прочих равных условиях на величину k_пр.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.

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

А_ВАК=Аk_б.о (35)

j_п=а₀k_б.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.

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, Н_д – проходка на долото с начала рейса, м, Т_д – время долбления с начала рейса, мин, y_кр – масса на крюке, тс, А_в – амплитуда виброускорений (вертикальная составляющая) верха бурильной колонны, м/с², f_в – частота виброускорений (вертикальная составляющая), с^-1, g_вх – плотность ПЖ на входе в скважину, г/см³, g_вых - плотность ПЖ на выходе из скважины, г/см³, Q_вх, Q_вых – расход ПЖ на входе в скважину и на выходе из нее л/с, П_ф – параметр фильтрации, Г_ф – газовый фактор, k_s – коэффициент

прочности, y_d – забойная прочность