3.7. Методи дослідження свердловин у процесі буріння

Під час буріння свердловин ведуться дослідження з метою одержання необхідної інформації для розв'язання задач технологічного і геологічного характеру.

Технологічні дослідження. Буріння в оптимальному режимі можливе тільки при контролі заданих параметрів режимно-технологічної карти на інструментальній основі. Для цього у відповідних точках бурового обладнання встановлюють спеціальні датчики, з допо­могою яких візуально або через реєструючі прилади визначають такі контрольні параметри: вагу інструменту на крюку N, осьове навантаження на долото , крутильний момент на роторі , частоту обертання ротора , сумарну частоту обертання долота , глибину свердловини Н, висоту розташування долота над вибоєм , час буріння , проходку на долото , тиск ПР , тиск у заколонному просторі , розхід ПР на вході ( ) і виході , об'єм ПР у мірниках V, густину ПР при вході ( ) і при виході (< ), температуру ПР при вході і виході , питомий електричний опір ПР при вході і виході

Для попередження ускладнень у процесі буріння необхідно запобігати поглинанню ПР породами, нафтогазопроявленню, обвалоутворенню, прихопленню бурового інструменту та ін. Поглинання контролюються при вивченні фільтраційного процесу у системі пласт-свер-

72

дловина. Для цього під час буріння контролюють тиск на стояку, густину шламу, а також механічну швидкість буріння, густину ПР і вагу інструменту на крюку.

Методи контролю нафтогазоводопроявлень передбачають вимірювання об'ємів ПР у місткостях, густини ПР і тиску на стояку. Ознаками нафтогазопроявлень є збільшення вмісту газу у ПР, підвищення швидкості буріння, зростання швидкості потоку на виході у промивній магістралі, зменшення rf-експоненти і густини ПР на виході, а також густини шламу і тиску на стояку, збільшення маси на крюку, крутильного моменту на роторі та тем­ператури ПР на виході з магістралі. У процесі нарощення труб ознакою проявлень є рух ПР при вимкнених насосах.

Ускладнення процесу буріння і несправності інструменту контролюють за зміною тиску на стояку і насосах, швидкості та тривалості проходки, температури ПР, крутильного мо­менту на роторі та іншими ознаками.

З метою забезпечення оптимальної технології буріння при проходженні зон аномально високих пластових тисків (АВПТ), а також для своєчасного перекриття технічною колоною цих зон, визначають поровий і пластовий тиски у процесі буріння. Методи визначення і прогнозування перового тиску за даними одержаної в процесі буріння інформації викори­стовуються переважно при роторному способі буріння за достатньо високого навантаження на долото та наявності у розрізі свердловини значних інтервалів глин. Фізична суть цих ме­тодів грунтується на тенденції ущільнення глин і глинистих порід зі збільшенням глибини.

Технологічні дослідження в ході буріння дають змогу також регулювати параметри, які контролюють процес буріння з метою оптимізації технології проводки свердловини: збільшення проходки на долото, скорочення часу на спуско-підйомні операції, підвищення комерційної швидкості буріння і техніко-економічних показників будівництва нафтових і газових свердловин в цілому.

Геологічні дослідження в процесі буріння полягають у відборі та вивченні шламу. Шлам відбирають через однакові інтервали по глибині, промивають і просушують. В опера­тивному режимі проводять безперервне літологічне дослідження шламу з визначенням пет-рофізичних характеристик.

Літологічне розчленування розрізу в процесі буріння здійснюється при наявності про­гнозно-еталонної моделі, геолого-технічного наряду, результатів вимірювання карбонат-ності та густини порід, а також даних шламограм, механічного і фільтраційного каротажу. Особливу увагу приділяють виділенню основної породи у пробах шламу і визначенню зміни літологічних різновидів. Літологічну колонку на діаграмах постійно коректують за результа­тами досліджень у стаціонарних лабораторіях і даними ГДС.

Прогнозно-еталонні моделі геологічного розрізу складаються для кожної досліджуваної площі і включають в себе моделі прогнозного розрізу і еталонної колекції гірських порід. В моделі прогнозного розрізу даються глибина, дані стандартного і механічного каротажу, стратиграфії, літології, опис порід і шламограма. При наявності даних газового каротажу і випробування пластів, даних про пористість і пластовий тиск їх також наносять на прогноз­ний розріз. Детальний літологічний опис порід і межі поширення окремих літологічних різновидів приводяться у щоденному геологічному зведенні та в зведеній діаграмі гео­логічних досліджень.

У процесі буріння при ГТД колектори виділяють з використанням різних геологічних і технологічних методів, які за способом прив'язки до геологічного розрізу діляться на три групи: методи з миттєвою прив'язкою інформації до розрізу (механічний каротаж, розхід ПР, каротаж за тиском); методи з затримкою інформації на величину відставання ПР (га­зовий каротаж, відбір і дослідження шламу і ПР); методи з уточненням результатів і ко­рекцією глибини (ГДС, відбір зразків порід і пластових флюїдів, випробування колекторів). Виділення колекторів за даними механічного каротажу основується на тому, що в цьому випадку швидкість розбурювання порід при інших рівних умовах залежить від їх твердості

73

(пористості). При механічному каротажі час буріння вимірюється для встановленого інтервалу заглиблення - 0,5; 1; 2 м. Інтервал вибирають залежно від швидкості буріння, при цьому він перевищує у 5-6 разів подачу бурового інструменту до вибою при відсутності ав­томатичної подачі (рекомендується їм при швидкості буріння понад 15 м/год і 0,5 м - при меншій швидкості). Мінімальна товщина літологічних прошарків, які виділяються за дани­ми механічного каротажу, дорівнює подвоєному кроку заглиблення.

На механічну швидкість буріння окрім густини порід (пористості) впливає багато інших технічних і технологічних факторів (тип долота, ступінь його стертя, режим промивки, час­тота обертання, навантаження на долото та ін.). Алгоритм виділення колекторів за даними механічного каротажу повинен враховувати ці фактори у програмі обробки результатів буріння.

Фільтраційний каротаж (диференційна розходометрія ПР) заснований на вимірюванні різниці розходів ПР на виході і вході системи циркуляції у процесі буріння. Виділення колекторів за даними цього методу проводять шляхом вимірювання і порівняння кількості ПР, що нагнітається у свердловину , і, тієї, що вилилася із свердловини на поверхню . Розходи і безперервно реєструють у процесі буріння; різниці' — і — харктеризують відповідно поглинання ПР при розбурюванні колектора і дебіт притоку у свердловину із пласта. При цьому допускається, що при розкритті непроникних порід розхід і величина = 0. Поскільки буріння ведеться з репресією на пласт, тобто тиск , а рідина не стискується, то кожна аномалія притоку або витоку буде відразу визначатися при розбурюванні колектора.

Орієнтовний дебіт при розкритті колектора характеризується такою залежністю:

(3.6)

де — радіус свердловини; —коефіцієнт проникнення колектора; , вибійний і пластовий тиски; —в'язкість ПР.

При збереженні інших умов після розкриття покрівлі в міру розбурювання колектора дебіт збільшується і його максимальне значення відповідає підошві розкритого колектора, тобто

(3.7)

де — товщина колектора; R—відстань від стовбура свердловини до ділянки пласта, де пластовий тиск не змінився. Із цього рівняння можна обчислити середнє значення ко­ефіцієнта ^.

У гранулярних колекторах поглинання ПР швидко зменшується внаслідок процесу кор-коутворення, а при розкритті тріщинних і кавернозно-тріщинних колекторів глиниста кірка утворюється повільніше і поглинання ПР при інших однакових умовах також зменшується повільніше внаслідок закупорювання тріщин у присвердловинній зоні пласта.

Виділення колекторів за даними фільтраційного каротажу можливе при безперервній реєстрації рівня ПР в приймальних місткостях і визначеній швидкості потоку ПР на виході і вході свердловини з відносною похибкою не більше 2,5%. При обробці кривих фільтраційного каротажу враховують фактори доливу, зливу, очистки ПР та інші зміни її об'єму у вимірювальних місткостях.

Фонові зміни об'єму ПР при бурінні проникливих порід можна визначити за формулою

де , —площі поперечного перерізу стовбура свердловини і труб у ньому; V — ме­ханічна швидкість буріння; — втрати розчину при його очистці і фільтрації;

74

Δt—інтервал часу спостереження.

Геохімічні дослідження свердловини складаються з газового каротажу у проце-сі та після буріння і геохімічних досліджень шламу. Мета цих досліджень – виді-лення перспек­тивних інтервалів розрізу свердловини і визначення характеру їх насичення.

Газовий каротаж у процесі буріння свердловин дає змогу визначити кількість і склад га­зу, який потрапив у ПР при розкритті пласта, що вміщує вуглеводневі гази. Газовий каро­таж після буріння виконується для визначення складу і кількості вуг-леводневого газу, який надійшов у ПР із пласта внаслідок дифузного або фільтра-ційного переміщння під час про­стою свердловини або при спуско-підйомних операціях.

Геохімічні дослідження шламу- це комплекс робіт для визначення складу та якості вуг­леводневих газів, видобутих із шламу шляхом тепловакуумної дегазації.

Газометрчні дослідження у процесі буріння свердловини дають змогу визначи-ти сума­рний вміст горючих газів в газоповітряній суміші, одержаній при дегазації ПР, повний вміст газу в окремих пробах, провести покомпонентний аналіз газів у газоповітряній суміші. Газо­вий каротаж після буріння проводиться після розкриття перспективних відкладів, поки зона проникнення фільтрату ПР не досягла великих розмірів. Він дає змогу виявити нафтові і га­зові поклади, визначити глибину розташування аномальних газопоказів. За даними деталь­ного аналізу газу, видобутого із ПР, можна прогнозувати характер покладу газовий, нафто­вий і ін.

Газовий каротаж здійснюється на свердловинах з допомогою спеціальних газокаротаж­них станцій і лабораторій. Одержані параметри реєструються як в аналоговій, так і в циф­ровій формі. Дані газового каротажу обробляються з допомогою спеціальних програм з ви­користанням ЕОМ.