§ 4. Комплексные геофизические и технологические

ИССЛЕДОВАНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ

В последние годы резко расширился комплекс геофизических исследований, проводящихся одновременно с процессом буре­ния. Этот комплекс включает следующие группы методов, ос­нованные на изучении: а) показателей бурения; б) характери­стик гидравлической системы при бурении; в) изменения свойств бурового раствора при бурении; г) свойств шлама.

При такой классификации газометрия скважин, рассмотрен­ная выше, — один из методов группы «в», а люминесцентный анализ — группы «г».

Кроме того, в процессе бурения могут проводиться исследо­вания и обычными электрическими, радиоактивными, акустиче­скими зондами, расположенными внутри колонны бурильных труб, или скомпонованными в виде специальных устройств над долотом. Для передачи информации могут использоваться раз­личные линии связи (проводная электрическая, гидравличе­ская — по потоку бурового раствора, по бурильным трубам, через горные породы).

Некоторые виды информации, получаемой в процессе буре­ния, трудно или даже невозможно получить при исследованиях после бурения. Преимущество исследований непосредственно в процессе бурения заключается также в их оперативности. По ним можно судить, в частности, об оптимальности самого про­цесса бурения и принимать соответственно оперативные меры по его улучшению. Если же по данным этих методов будет по­лучено указание на возможное вскрытие коллекторов (или дру­гих пород, представляющих интерес), бурение можно немедлен­но прекратить и провести дополнительные исследования други­ми методами для получения более полной информации о вскры­том разрезе.

Методы изучения показателей бурения

К этой группе относятся методы изучения скорости (продолжи­тельности) бурения, числа оборотов долота и веса инструмента (нагрузки на долото). Важнейшим среди всех является метод "продолжительности бурения (механический каротаж). Он ос­нован на изучении времени, затрачиваемого на бурение опреде­ленных интервалов глубины.

На первом этапе развития метода рабочую (ведущую) тру­бу размечали на метровые интервалы и записывали время, за которое каждая метка подходила к столу ротора. В последние годы применяют детальный механический каротаж (ДМК) с регистрацией времени бурения небольших интервалов (0,2 или 0,4 м). Для этого в состав газокаротажных станций или специальных автоматических станций контроля параметров бу­рения (АСПБ) включают датчики глубин, связанные с ходовым концом талевого каната. Станции АСПБ автоматически реги­стрируют диаграмму продолжительности бурения на диаграм­мной ленте, протягиваемой с шагом квантования по глубине 25, 50 или 100 см. Запись осуществляется на трех масштабах про­должительности бурения Δt_б: 0—3; 0—7,5 и 0—15 мин/м. На та­ких диаграммах достаточно четко проявляются изменения Д^б в довольно большом диапазоне (от 4 до 1000 м/ч).

Скорость проходки зависит от технологических параметров бурения (тип долота, число его оборотов, нагрузка на долото, вязкость бурового раствора и т. п.), от дифференциального дав­ления (разности пластового р_пл и забойного р_з давлений) и от прочностных свойств пород — их критического напряжения σ_кр, называемого также пределом прочности или коэффициентом крепости. Этот параметр, характеризующий сопротивляемость горных пород разрушению долотом, является сложной функцией временных сопротивлений породы на сжатие и срез и зависит от характера разрушающей нагрузки (динамическая и статиче­ская). Определив по данным ДМК величину σ_кр, можно судить о типе проходимых пород.

В обломочных породах величина σ_кр зависит в основном от прочности цемента и его связи с частицами породы. Для карбо­натов и песчаников σ_кр обратно пропорционально коэффициенту пористости. Поэтому высокопористым породам соответствует повышение скорости бурения (понижение Δt_б). Наибольшие значения σ_кр (при прочих равных условиях наибольшее значе­ние Δt_б) характерны для магматических, метаморфических и сильно сцементированных осадочных пород. Пористым песчани­кам, известнякам и доломитам соответствуют средние значе­ния Δt_б, мелу и пескам — низкие. Значения Δt_б для глин растут с глубиной.

Связь продолжительности проходки с критическим напряже­нием и с технологическими параметрами описывается прибли­женной формулой

, (III.12)

где F - начальная опорная поверхность долота; n - число обо­ротов долота; G - нагрузка на долото; с - коэффициент раз­мерности.

Поскольку в формулу (III.12) входят число оборотов доло­та и нагрузка на него, то эти параметры также непрерывно ре­гистрируются в процессе ДМК.

Для исключения технологических параметров, упрощения интерпретации в ряде районов можно использовать относитель­ный параметр , где Δt_{б оп} - продолжительность бурения в некотором опорном пласте, пройденном тем же долотом. В Западной Сибири в качестве такого пласта принимают обычно глины, расположенные вблизи исследуемого пласта и пройденные при том же режиме бурения.

Для оценки прочностных свойств пород предложено также использовать количество энергии А, затрачиваемой при бурении на разрушение единицы объема породы и называемой удельной энергоемкостью пород:

, (III.13)

где W - мощность, реализуемая на забое; S - площадь забоя; v_б - скорость бурения.

Установлено, что во многих районах наименьшая энергоем­кость характерна для пород-коллекторов с повышенными порис­тостью и проницаемостью.

Методы изучения характеристик гидравлической системы

Эти методы основаны на непрерывном наблюдении за дав­лением р_у на устье скважины (метод давления) и за разностью ΔQ = Q_вх - Q_вых расходов бурового раствора на входе в скважи­ну Q_вх и на выходе из нее Q_вых (фильтрационный метод).

Фильтрационный метод

При вскрытии коллекторов возможно значительное изменение объема бурового раствора за счет поглощения фильтрата (если забойное давление р_з больше пластового р_пл) или притока жид­кости из пласта (р_з < р_пл). В первом случае ΔQ > 0, во втором ΔQ < 0. При бурении абсолютно непроницаемых пород ΔQ = 0. Различие в значениях Q_вх и Q_вых ощущается на поверхности практически с момента начала вскрытия коллекторов.

Если р_з < р_пл, то абсолютное значение разности ΔQ за время разбуривания пласта-коллектора растет, а затем стабилизирует­ся. Если р_з < р_пл, то ΔQ за время бурения пласта-коллектора растет, но затем обычно уменьшается из-за образования глини­стой корки и зоны кольматации на стенке скважины.

По максимальным значениям ΔQ в обоих случаях можно судить о гидропроводности пласта Δh·k_пр/μ, где Δh - мощность вскрытой части пласта; μ - вязкость фильтрующейся жидкости (фильтрат или пластовая вода); k_пр - проницаемость породы. Непрерывные измерения по глубине позволяют изучить про­филь фильтрации.

Помехи при фильтрационном методе возникают из-за ухода фильтрата и бурового раствора во вскрытые ранее пласты-кол­лекторы (или из-за поступления воды из них, если р_з < р_пл).

Вместо измерения дебитов бурового раствора на входе и вы­ходе скважины можно также наблюдать за изменением во вре­мени объема бурового раствора в амбаре. При прохождении коллекторов, поглощающих фильтрат, объем бурового раствора в амбаре уменьшается, а при водоотдаче из вскрываемых пла­стов — увеличивается. Однако при этом следует иметь в виду возможности появления небольших сложных колебаний уровня в течение нескольких десятков секунд после включения или выключения насосов. Они обусловлены тем, что при остановке насоса всасывание бурового раствора мгновенно прекращается, а сток его по желобу в амбар еще продолжается. Наоборот, при включении насоса в работу буровой раствор засасывается, а стока его из желоба в амбар в течение некоторого времени еще нет.

Метод давления

Этот метод основан на непрерывной регистрации давления р_у на стояке манифольда в функции глубин. При бурении непро­ницаемых пород на постоянном режиме это давление плавно растет с глубиной, а при вскрытии коллекторов (имеется в ви­ду случай р_з < р_пл) уменьшается за счет фильтрации бурового раствора и разрядки зоны повышенного давления в поддолотном пространстве. Этот эффект практически мгновенно отра­жается на величине р_у.

Величина эффекта зависит от разности р_з — р_пл и позволяет судить о пластовом давлении р_пл. Поэтому этот метод (кроме выделения коллекторов) может использоваться и для выделе­ния зон с аномально высокими (АВПД) или аномально низки­ми (АНПД) пластовыми давлениями.

Методы изучения свойств бурового раствора

Для получения информации о проходимых скважиной породах и об изменениях условий бурения предложено регистрировать (в функции глубины скважины) такие параметры бурового раствора, как нефте- и газосодержание (геохимические методы, см. § 3), температура (желобная термометрия), плотность, вяз­кость, радиоактивность, электрическое сопротивление и др.

Желобную термометрию осуществляют с помощью термо­метра, расположенного как можно ближе к скважине. При бу­рении однородной толщи пород с постоянным геотермическим градиентом пород Г температура бурового раствора в жело­бе Т_р монотонно, почти линейно увеличивается с ростом глуби­ны скважины Н. При прочих равных условиях чем выше значе­ние Г, тем больше и скорость изменения Т_Р в желобе при углуб­лении скважины. Это позволяет использовать диаграммы grad Tp для изучения геотермического градиента Г, в частности, для выделения зон АВПД, вызывающих увеличение пористости, а следовательно, и теплового сопротивления глин и геотермиче­ского градиента.

Опыт показал также зависимость grad Т_р от проницаемости пород: против проницаемых пород grad T_р ниже, чем против непроницаемых пластов. Это объясняется: а) низкой энергоем­костью проницаемых пород, вследствие чего при их бурении выделяется меньше тепла; б) вытеснением воды из проницае­мых пород (под долотом) из-за опережающего проникновения более холодного фильтрата бурового раствора, что понижает температуру разбуриваемых пород и шлама, поступающего в буровой раствор. Обе указанные причины приводят к сниже­нию Т_р и grad Т_р.

Надежное использование диаграмм grad T_р для выделения коллекторов и зон с АВПД возможно лишь тогда, когда непре­рывно регистрируют и учитывают при интерпретации все другие факторы, влияющие на Т_р (изменение диаметра скважины; ско­рость циркуляции бурового раствора; число оборотов долота; колебания температуры окружающей среды и др.).

При измерении удельной электропроводности бурового рас­твора в желобе с помощью поверхностного резистивиметра об­наруживается попадание в него относительно небольших ко­личеств пластовой воды, так как обычно ее электропроводность значительно выше электропроводности бурового раствора. Если при бурении р_з < р_пл, то по мере вскрытия коллектора удель­ное электрическое сопротивление бурового раствора ρ_р непре­рывно уменынается из-за поступления пластовой воды в сква­жину. Начало уменьшения ρ_р улавливается поверхностным резистивиметром, установленным в желобе, с некоторым запазды­ванием, равным времени подъема бурового раствора с забоя до устья.

Если р_з < р_пл, то приток пластовой воды в скважину вызы­вают искусственным понижением уровня бурового раствора в скважине (ниже пьезометрического уровня) с помощью ком­прессора. Если скважину оставить в покое на 10—30 мин, то за счет поступления воды из пластов-коллекторов ρ_р против них понижается. После восстановления циркуляции бурового раствора в скважине осуществляют непрерывную регистрацию ρ_р в функции времени. В момент поступления на поверхность пор­ций бурового раствора, выходящего из интервалов коллекторов отмечается понижение ρ_р. Аналогично диффузионной газометрии после бурения возможно получение небольших аномалий на диаграммах ρ_р и без предварительного понижения уровня буро­вого раствора за счет лишь диффузии солей из пластов в про­стаивающей скважине. Э.Е. Лукьянов считает, что для обнару­жения зон АВПД описанный электрический способ может быть, на порядок чувствительнее фильтрационного метода.

Для получения информации о разрезе и оптимизации режи­мов бурения непрерывно изучают в процессе бурения и другие параметры бурового раствора. Так, непрерывный контроль плотности бурового раствора для бурения на равновесии, т. е. для поддержания значений р_з, примерно равных р_пл. По содер­жанию песка в буровом растворе судят о вскрытии песчаных коллекторов. Вязкость и статическое напряжение сдвига влияют на способность бурового раствора проникать в поры и трещины горных пород.

Методы изучения шлама

При изучении шлама получают информацию о составе и плот­ности горных пород, их прочности, абразивных, емкостных и фильтрационных свойствах, о характере насыщающего поры флюида. Чтобы снизить трудоемкость работ по исследованию шлама, разработаны автоматические шламоотборники, позво­ляющие отбирать пробы шлама с разделением их на несколько фракций с различным размером частиц. При привязке отобран­ного шлама к глубинам необходимо (в отличие от газометрии) учитывать не только время движения бурового раствора от за­боя до устья, но и более медленный подъем шлама по сравне­нию с буровым раствором. Чем крупнее размер частиц шлама, тем больше запаздывание шлама по отношению к движению бурового раствора.

Характер насыщения пород выявляют по данным люминес­центного анализа и инфракрасной спектрометрии шлама (см. § 3). Для экспрессного определения плотности горных по­род рекомендуют способ, основанный на изучении всплывания шлама в жидкостях различной плотности. Последние получают, «смешивая в различных пропорциях этиловый спирт и бромоформ (2,89 г/см³).

Для установления пористости, карбонатности шлама и его гранулометрического состава используют стандартные методы, применяемые при изучении керна. Данные о плотности и по­ристости шлама позволяют оперативно прогнозировать зоны АВПД. Для этой же цели используют результаты измерения удельного электрического сопротивления шлама.

Для повышения экспрессности изучения элементного состава шлама разрабатывают различные физические и физико-химические методы, в первую очередь ядерно-физические, не требующие предварительной подготовки шлама к исследо­ваниям.

Экспрессные методы определения твердости и абразивности пород по шламу дают информацию, необходимую для правиль­ного выбора нагрузок на долото, а также типа долота, наиболее эффективных при бурении данных пород. По ним можно также прогнозировать время работы долота на забое.

Изучение распределения размеров шлама позволяет судить об эффективности работы долота на забое. Максимальная тол­щина частиц шлама характеризует глубину внедрения долота в породу; но она зависит также от осевой нагрузки на долото. При постоянной нагрузке износ зубьев сопровождается умень­шением максимальной толщины частиц.

Виброакустический метод

Виброакустический метод основан на изучении вибрации верх­ней части колонны бурильных труб. В верхней части рабочей колонны с помощью специальной муфты крепится датчик, из­меряющий силу и ускорения продольных колебаний. Там же обычно располагаются датчики технологических параметров (частоты вращения колонны, веса на крюке, давления бурового раствора). Датчики для измерения силы и ускорений крутиль­ных колебаний, а также вращаю­щего момента находятся в дру­гой муфте под роторным столом. Электрические связи с вращаю­щимися датчиками осуществля­ются с помощью коллекторов.

Рис. 63. Сигналы виброакустического метода (по А. А. Симонову).

Породы: а - мягкие; б - средней твердости; в - твердые

Работа долота вызывает ме­ханические колебания бурильных труб, спектр и интенсивность которых зависят как от техноло­гических параметров (тип долота, частота его вращения, осевое давление, свойства бурового раствора и др.), так и от разновид­ности разбуриваемой породы. Поэтому метод позволяет полу­чать информацию как о горных породах, так и о работе долота. Спектр вибрации содержит составляющие, частоты которых равны произведению числа оборотов долота на число шарошек, числу ударов зубьев шарошек о породе в 1 с и т. п.

От твердости разбуриваемых пород зависят как амплитуда, так и форма вибрации, особенно уровень высокочастотных ко­лебаний (>1 кГц): чем тверже порода, тем выше их амплиту­да. Поскольку амплитуда колебаний растет также с ростом частоты и осевого давления, рекомендуют пользоваться отно­шением амплитуд в области спектра 5—10 кГц к среднему уровню сигнала (или к амплитуде колебаний в других обла­стях частот). В мягких породах сигнал по форме ближе к си­нусоиде (рис. 63); в твердых породах форма сигнала более сложная, в частности, содержит короткие «выбросы». Предпо­лагают, что эти выбросы (всплески) вызваны ударами зубьев о породу и хрупким ее разрушением.

Поскольку вибрация зависит не только от свойств пласта, но и от режима бурения, состояния долота и т. п., сопоставле­ние диаграмм скорости проходки v_б и ускорений вибрационного перемещения верхней части бурильной колонны g позволяет судить об особенностях режима бурения. Один пример совмест­ного использования диаграмм v_б и g показан на рис. 64.

Мягкие породы (например, пласт а) при оптимальной техпологий бурения должны бы отмечаться высокими скоростями бурения v_б (низкими значениями g). Однако на диаграмме I высокие значения v_б наблюдаются лишь в кровле пластов, при входе в них долота. При дальнейшем их разбуривании скорость бурения падает (см. пласт а). Это связано с тем, что режим бурения не соответствует типу разбуриваемых пород. Оказа­лось, что в данной скважине неоптимальна промывка скважины. На рис. 64 показана также диаграмма для оптимального режи­ма (кривая II) в совмещении с диаграммой для неоптимального режима (кривая I). Заштрихованы участки их расхождения, т. е. интервалы, где режим бурения не был оптимальным для соответствующих пород. Совместное изучение вибрации и кру­тящего момента полезно для обнаружения заклинивания опор шарошек долота. При этом амплитуда вибрации уменьшается, а крутящий момент резко возрастает.

Рис. 64. Диаграммы скорости бурения v_б и ускорений вибра­ционного перемещения бурильной колонны g.

Режим промывки: I - неоптинальный; II - оптимальный

Таким образом, комплекс исследований в процессе бурения дает богатую информацию как об особенностях разбуриваемых пород, так и о самом процессе бурения. Эти данные можно использовать для оптимизации режима бурения и принятия опе­ративных решений об остановке бурения для опробования пла­стов или проведения замеров другими геофизическими метода­ми (с приборами на кабеле).

Станции геолого-технологического контроля

Для проведения исследований в процессе бурения, рассмотрен­ных выше, разработано несколько типов станций геолого-техно­логического контроля. Наибольшее распространение имеет стан­ция СГТК-1, разработанная под руководством Э. Е. Лукьянова.

Станция СГТК-1 осуществляет регистрацию в аналоговой форме в функции глубин или времени диаграмм следующих параметров: веса бурового инструмента, скорости бурения (те­кущей и средней за последний час), давления бурового раство­ра на стойке, температуры, значения рН, плотности, удельного электрического сопротивления и суммарного газосодержания бурового раствора на входе и выходе из скважины, параметров фильтрационного метода (уровня бурового раствора в доливочной емкости, расхода его на входе и выходе), потенциала буро­вого инструмента относительно контура буровой. Периодически (дискретно по глубине) проводят люминесцентно-битуминологический экспресс-анализ керна и шлама, измерения рН и Eh для тех же объектов, определение вязкости, статического и ди­намического напряжений сдвига бурового раствора. С помощью стрелочных или цифровых индикаторов возможно получение в любой момент текущих значений глубины скважины, положе­ния долота над забоем, рейсовой скорости, проходки за рейс и др. Ведутся учет времени работы буровой бригады, осмотр, обмер и описание отработанных долот.

Заканчивается разработка и подготовка к серийному выпус­ку еще двух типов станций геолого-технологического контроля процессов бурения — Геотест (ВНИИнефтепромгеофизика) и СГТИ МПО «Геофизприбор». Их основные отличия от описан­ной станции заключаются в следующем.

Предусмотрена регистрация информации не только в анало­говой, но и в цифровой форме. Имеется бортовая миниЭВМ для управления работой станции и оперативной обработки дан­ных. Увеличено число регистрируемых параметров: предусмот­рена регистрация вибраций бурильной колонны, ряда дополни­тельных параметров бурового раствора и др.