/
Автор: Чекалин Л.М. Моисеенко А.С. Шакиров А.Ф.
Теги: горные работы при разработке месторождений полезных ископаемых подземное строительство земляные работы фундаменты строительство тоннелей разработка месторождений отдельных видов полезных ископаемых горное дело бурение скважин
ISBN: 5-247-02207-6
Год: 1993
Текст
ББК 33.36
Г 36
УДК (550.83:622.241) .*624.131.43
Авторы: Л. М. Чекалин, А. С. Моисеенко, А. Ф. Шакиров, С. В. Кожевников,
Т.Н. Нестерова, Б. А. Головин, И. Г. Мельников
Федеральная целевая программа книгоиздания России
Геолого-технологические исследования скважин/Л.М. Че-
Г 36 калин, А. С. Моисеенко, А.Ф. Шакиров и др.-М.: Недра,
1993.-240 с.: ил.
ISBN 5-247-02207-6
Рассмотрены методы геолого-технологических исследований скважин
на различных этапах геологоразведочных работ. Описаны структура аппа-
ратурно-методических комплексов исследования, техника и технология
испытания пластов, результаты практического использования: литолого-
стратиграфичёское расчленение разреза, прогнозирование геологических
объектов и зон АВПД, оценка характера насыщения перспективных интер-
валов, выделение коллекторов.
Для геофизиков, геологов и других специалистов, занимающихся
исследованиями нефтяных и газовых скважин.
1804050000-138
Г -------------14-93 ББК 33.36
043(01)93
ПРОИЗВОДСТВЕННО-ПРАКТИЧЕСКОЕ ИЗДАНИЕ
Чекалин Лев Михайлович
Моисеенко Анатолий Сергеевич
Шакиров Анис Фатыхович и др.
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
Заведующий редакцией Т. К. Рубинская, редактор издательства Н. В. Чистякова,
обложка художника Б. К. Силаева, художественный редактор М. П. Виноградова,
технические редакторы Л. К. Голова, Л.Н. Фомина, корректор А.Д. Шульц
ИБ № 8777
Лицензия ЛР №010145 or 24 декабря 1992 г.
Сдано в набор 7.04.93. Подписано в печать 9.09.93. Формаi 60 х 88*/iь- Гарнитура Таймс. Печать офсетная.
Усл.-печ.л. 14,7. Уч.-изд. л. 15,9. Тираж 1100 экз. Заказ
Издательство «Недра»,
125047, Москва, Тверская застава, 3
Набрано в Можайском полиграфкомбинате Министерства печа!и и информации РФ.
143200, Можайск, ул. Мира, 93.
Отпечатано в Подольском филиале
142110, г. Подольск, ул. Кирова, 25
ISBN 5-247-02207-6 © Коллектив авторов, 1993
ВВЕДЕНИЕ
Геолого-технологические исследования в процессе бурения (ГТИ) за
рубежохМ широко и успешно используются при поисках нефти и газа уже
не один десяток лет. В нашей стране организацию такой службы можно
отнести к 1984 г., когда Министерством нефтяной промышленности
СССР было выпущено «Положение о службе геолого-технологических
исследований скважин в процессе бурения»-РД 39-4-1101-84. Это
положение определяет статус службы ГТИ, ее обязанности, взаимо-
отношения с заказчиками, структуру и круг решаемых задач.
Однако возможности для организации такой службы были созданы
значительно раньше в результате усилий целого ряда организаций,
входивших в состав Главного управления промысловой и полевой
геофизики бывших Министерства нефтяной промышленности СССР,
Министерства приборостроения СССР и др., много было сделано по ее
технико-методическому обеспечению и воспитанию кадров.
Общее состояние’работ и динамика их роста по предприя-
тиям нефтегазовой промышленности (табл. 1). Работы по геолого-
техническим исследованиям по состоянию на 01.07.89 г. проводились
в 17 геофизических трестах, управлении «ЗапСибнефтегеофизика» и
объединении «Беларусьнефть». В 1989 г. работало 195 отрядов ГТИ,
которыми было исследовано 1995 скважин общим объемом 4,1 млн. м.
После 1989 г. состояние работ стабилизировалось.
В поисково-разведочном бурении в 1989 г. геолого-технологи-
ческими исследованиями было охвачено 287 скважин общим объемом
378,8 тыс. м, что составляет более 10% отраслевого объема этого вида
бурения. В общем объеме ГТИ работы в поисковых и разведочных
скважинах составляют 10,6%. Почти все исследования скважин
эксплуатационного бурения сосредоточены в Западной Сибири и нацеле-
ны главным образом на решение технологических задач. В районах
Западной Сибири с 1984 г. организуются каротажно-технологические
партии, силами которых, проводятся технологический контроль и
геофизические исследования.
Таблица; 1
Виды работ Годы
1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989
Число отрядов (и одноот- рядных партий) Исследовано: 51 93 104 128 142 162 180 190 / 195
всего скважин 551 666 831 926 1154 1556 1725 1905 1995
объем скважин, тыс. м 1036 1227 1610 1727 2286 2450 3070 3860 4100
Объем работ, тыс. руб. 3519 5192 7074 8237 18203 10219 10530 4020 12030
3
Технико-методическое обеспечение службы ГТИ.
В настоящее время в производственных партиях и отрядах ГТИ
эксплуатируется несколько типов станций-Геотест-1, «Старт», СГТ-1,
СГТ-2, АГКС-4, дооборудованные блоком технологических параметров,
геологические кабины, импортные станции ”Geoservices” с комплектом
датчиков ПКБ-3, СКУБ, КИСС-ГТИ и технологическими датчиками,
изготовленными в производственных геофизических объединениях.
Перечисленные выше технические средства позволяют осуществлять
измерение ряда технологических и геологических параметров.
Технологические параметры:
вес инструмента на крюке;
давление в циркуляционной системе;
давление на выходе при герметизированном уртье;
крутящий момент на роторе;
крутящий момент на ключе;
число оборотов ротора;
скорость подачи инструмента;
число ходов бурового насоса;
расход промывочной жидкости на входе;
расход промывочной жидкости на выходе;
уровень промывочной жидкости в емкостях;
параметры промывочной жидкости на входе и выходе.
Геологические параметры:
частичная газонасыщенность промывочной жидкости, %;
удельная фактическая газонасыщенность промывочной
жидкости, см3/л;
удельная газонасыщенность шлама и керна, см3/кг породы;
плотность породы по керну, шламу;
карбонатность, доломитизация и нерастворимый остаток
горной породы;
содержание жидких углеводородов в породе.
Используя перечисленную информацию, можно решать целый ряд
задач геологического и технологического характера. В частности,
возможно решение вопросов, связанных с оперативным изучением
геологического строения разреза бурящихся скважин, выявлением
перспективных участков на нефть и газ, оценкой их коллекторских
свойств и характера насыщения, а также с определением поровых
давлений и прогнозом зон аномально высокого пластового давления
(АВПД). Использование технологических параметров позволяет, с
одной стороны, более эффективно решать указанные геологические
задачи, с другой - оптимизировать процесс строительства скважин,
снижая уровень аварийности, повышая механическую скорость проход-
ки, улучшая технологию отработки долот и др. С целью реализации этих
задач в практике ГТИ разработаны методические руководства и норма-
тивно-технические документы [6,25], т. е. как будто бы созданы
нормальные условия для коренного улучшения на базе ГТИ технологии
исследования разреза и самого процесса бурения. х Однако, как
4
показывает практика работ, в большинстве случаев при проведении ГТИ
решаются только наиболее простые задачи, не требующие комплексного
использования различных методов и сложных расчетов, такие, как
предупреждение об аварийном износе долот (по уменьшению механи-
ческой скорости бурения или по увеличению крутящего момента на
роторе), о поглощениях и проявлениях (по изменению объема бурового
раствора в приемных емкостях), о промывке бурового инструмента (по
падению давления бурового раствора на входе в скважину), о входе
в нефтегазонасыщенный коллектор (по увеличению газосодержания
бурового раствора). В то же время неудовлетворительно решаются
такие важные задачи, как прогнозирование момента вскрытия потенци-
альна перспективного коллектора, выбор оптимального режима его
вскрытия, литолого-стратиграфическое расчленение разреза и корректи-
ровка'прогноза геологического строения в процессе бурения, выделение
зон АВПД, оценка пластовых и поровых давлений, выбор оптимального
режима бурения, ранняя диагностика и предупреждение осложнений,
расчет оптимальной скорости спуско-подъема бурильного инструмента
и др. Это обусловлено целым рядом причин, 1 равными из которых
являются две.
Первая причина-отсутствие должной организации работ по оптими-
зации процесса бурения и исследования разреза на нефтегазоносность
с использованием получаемой геолого-технологической информации.
ГТИ не являются до настоящего времени составной частью технологии
строительства скважин и при современной организации работ не могут
ею являться.
Дело в том, что основная принципиальная задача ГТИ заключается
не только в" повышении эффективности исследования разреза, но и в
снижении затрат на единицу запасов открываемого углеводородного
сырья путем сокращения и удешевления объема бурения, затрачивае-
мого на эти цели, и числа испытаний в колонне, исключения недоста-
точно обоснованных испытаний в открытом стволе, оптимизации от-
бора керна и др. Отсюда основным экономическим показателем эффек-
тивности ГТИ должны являться затраты на единицу запасов найденного
и разведанного сырья.
Вместе с тем основным показателем бурения является его объем, т. е.
чем больше пробурено метров, чем выше ускорение этого процесса, тем
выше его оценка, практически независимо от конечного результата
обнаружения углеводородов. В результате основным «хозяином» в
отрасли является не служба, которая определяет успех поисков нефти
и газа, а представители бурения, определяющие «метровый вал» и в
конечном итоге экономические показатели службы. Совершенно очевид-
но, что при такой ситуации ГТИ «не вписывается» в существующую
технологию бурения, в ее планирование и стимулирование.
Второй причиной неудовлетворительного состояния ГТИ является
недостаточная подготовленность существующих кадров службы ГТИ
и специалистов Заказчика к решению всего объема задач, которые могут
быть реализованы уже на сегодняшнем уровне разбития ГТИ. Это
5
обусловлено, с одной стороны, отсутствием достаточно четких регла-
ментов и учебных пособий по решению геологических и технологических
задач, с другой-отсутствием требований их решения со стороны
Заказчика. Последнее приводит к постепенной утрате тех знаний и
навыков, которые получает персонал службы ГТИ в процессе учебы
и подготовки к работе на скважине.
В настоящей работе не рассматриваются недостатки и ограничения,
связанные с организацией работ. Этот вопрос требует специального
глубокого изучения и проведения глобальных организационно-техни-
ческих мероприятий в масштабе всей отрасли по бурению поисково-
разведочных скважин. Основное назначение книги:
восполнить существующий пробел в освещении методов решения
геологических, геохимических и некоторых технологических задач в
процессе ГТИ бурящихся скважин;
представить эти методы в форме технологических регламентов,
которыми могли бы руководствоваться специалисты службы ГТИ в
практической работе;
представить технологическую структуру ГТИ во взаимодействии
отдельных ее элементов: оперативные работы на скважине, стационарно-
лабораторные исследования, интерпретация материалов и т. д.
Часть первая
ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ
ИССЛЕДОВАНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Глава I
СТРУКТУРА И ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА
ТЕХНОЛОГИИ ГТИ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
В процессе практического использования ГТИ сложились различные
подразделения этой службы: партии ГТИ, получающие информацию
непосредственно на скважинах; стационарные геолого-геохимические
лаборатории; контрольно-интерпретационные партии и т.д. Однако
взаимодействие всех этих подразделений, их роль и технология исследо-
вания на различных этапах геологоразведочных работ недостаточно’
обоснованы и ясны. С целью преодоления этого ограничения Централь-
ной экспедицией ГТИ (ПО «Саратовнефтегеофизика») еще в 1986 г. была
предпринята попытка разработать комплексную технологию работ всех
подразделений ГТИ в завйсимости от решаемых задач на различных
этапах работ. Итоги этой работы, представленные в приложениях 1 и 2,
позволяют:
определять критерии решения поставленных задач для различных
этапов геологоразведочных работ;
выбирать оптимальный круг параметров, необходимых для эффек-
тивного использования этих критериев на практике;
определять условия и технические требования к изменению пара-
метров (в полевых, стационарных условиях, граничные значения,
методику работ).
Кроме того, представленная информация не только позволяет соста-
вить и спроектировать наиболее рациональный комплекс ГТИ на раз-
личных этапах работ, но и содержит необходимые сведения по измене-
нию технических требований для разработки аппаратуры с теми или
иными параметрами.
Однако использование указанной информации непосредственно в
практике оперативных и стационарно-лабораторных ГТИ затрудни-
тельно из-за представления ее в общем виде и отсутствия рабочих
регламентов. Поэтому на основании материалов приложения 1 состав-
лены блок-схемы рабочих технологических регламентов (рис. 1; рис. 2)
оперативных и стационарно-лабораторных ГТИ при изучении геологи-
ческого строения и нефтегазоносности разреза.
Литолого-стратиграфическое расчленение разреза
| Определение момента вскрытия пласта | | Прогноз АВПД~~|
| Забуривание в пласт 0,3 — 0,5 м
Остановка бурения и техническая промывка
По фактическим
данным пласт
выделен
По фактическим
данным пласт
не выделен
По фактическим
данным пласт не
выделен 7ф^ Офон
По фактическим
данным пласт
выделен <7ф>Офон
Подъем инстру-
мента и отбор
керна
Продолжение
бурения с после-
дующим ГИС
Подъем ин-
струмента и
отбор керна
Комплексная оценка
характера насыщения
по связанным, газо-
образным и жидким
УВ в шламе (керне)
В зависимости
от результатов
ГИС проведе-
ние ИПТ
Проведение ГИС и
в зависимости от
результатов иссле-
дований отбор кер-
на, работа с И ПТ
Пласт
перспе-
ктивный
Пласт
неперспе-
ктивный
0 +
Поступление
воды с раство-
ренным газом
Поступление
нефти с газом
Поступление
УВ газа
I ГИС и ипт~]
8.
Продолжение бурения
с последующим ГИС
Продолжение
бурения с пос-
ледующим ГИС
Подъем инст-
румента и
отбор керна
Подъем ин-
струмента и
отбор керна
Ж “
5
о
8?
£ S
8
т
Рис. 2. Оперативная карта дежурного геолога станции ГТИ.
Газонасыщенность бурового раствора: фоновая, QT - теоретическая, ^-фактическая; минерализация
проб раствора (определенная по электрическому сопротивлению), отобранных: /?ф в период технической
промывки, Л, в участках выхода забойной пачки с аномальным газосодержанием.
g Ь Литолого-стратиграфическое расчленение разреза и
корректировка геологического строения разреза
в точке бурения скважины
Решение этих задач путем исследования шлама весьма Сложно. Как
известно, в процессе бурения формируются шламовые смеси, состоящие
йз обломков непосредственно выбуриваемых (основных) пород и
обвальных, которые образуются при размыве стенок скважины. Соот-
ношение между обломками основных пород и обвальными может быть
различным, что порой затрудняет их сортировку по литологическому
признаку, выбор из смеси основной породы и т. д. Поэтому, прежде чем
перейти к решению указанных задач, необходимо разобраться с вопро-
сами, связанными с механизмом формирования шламовых смесей в
процессе бурения, их литологическим анализом, выбором из смеси
основной породы и привязкой ее к определенным участкам разреза.
1. Механизм формирования шламовых смесей в процессе бурения.
Процесс формирования шламовых смесей чрезвычайно сложен и рас-
сматриваемые далее материалы представляют собой , первую и весьма
приближенную попытку осветить некоторые его аспекты. Главным
является вопрос о формировании в шламе концентраций основной
породы и ее связи с литологическим строением разреза. Значение
концентрации основной породы С, %:
С = 100 70СИ/(70СН + Кб.), (1)
где Кен-объем основной породы, см3; Кб.-объем обвальной породы,
з •
СМ .
Если принять 7ОСН за известную и постоянную величину, равную
(л£)2/4) h (D- диаметр долота; Л-величина интервала проходки), то для
определения С необходимо знать изменение Кбв во времени или
скорость образования обвальных пород.
Представление о характере поведения указанных параметров можно
получить из графика на рис. 3, а, на горизонтальной оси которого
отложено время бурения в однородном разрезе f, на вертикальной -
соотношение объемов основной и обвальной пород Сф. Настоящий
график составлен по фактическим материалам Саратовского Поволжья
(табл. 2) и свидетельствует о следующем:
1) с увеличением f происходит общий рост концентрации основной
породы в смеси и соответственное уменьшение-обвальной. Последнее
свидетельствует о динамичном характере процесса образования ^бв с
тенденцией затухания его во времени;
2) через 117-120 ч бурения образование обвальных разностей
стабилизируется и они составляют 20% общего объема шлама.
Следовательно, образование 7обв наиболее активно происходит в
Начальный период после их вскрытия, стабилизируясь после 117-120 ч
бурения. Изложенное в принципе подтверждается й материалами,
Полученными другими авторами при исследовании образования каверн
Но времени [4]. На рис. 3,6 представлена зависимость коэффициента
11
Рис. 3. Графики изменения соотношений Сф объемов основной и обвальной
пород (а) и коэффициента кавернообразования (б).
Разными значками обозначены данные по разным скважинам
Таблица 2
Площадь, скважина Интервал бурения, м сф, % /', мин /, ч
Лиманская, 4 2898-2908 16 20
2908-2917 24 20 6
2917-2935 32 20 9
2935-2958 36 20 17
2958-2986 36 25 32
3006-3052 70 40 84
3052-3082 80 70 117
3082-4040 80 80 194
Южно-Грязнушинская, 85 2060-2066 8 12 1
2066-2070 10 18 3
2070-2075 15 20 5
2075-2080 22 20 7
Лцманская, 4 2610-2630 12 40 13
2630-2652 24 35 26
2652-2660 20 . 35 29
2660-2670 18 30 32
2670-2680 60 30 38
2680-2690 70 20 40
2690-2700 90 30 46 ’
Мечеткинская, 4 3055-3064 6 55 9
3064-3080 11 70 28
3080-3095 9 60 33
3095-3110 18 60 50
3110-3128 30 5 63
Примечание. Сф - фактические концентрации основной породы в смеси; /'-время бурения 1 м, мин;
/-время бурения всего интервала, ч.
кавернообразования DK от времени /, из которой следует, что и в
рассматриваемом случае процесс образования Кбв протекает наиболее
активно в начальный период, стабилизируясь через 5-6 сут.
12
Таким образом, значения минимального времени до стабилизации
кавернообразования, полученные разными способами, близки между
собой и составляют 120-144 ч по кавернометрии и 120 ч по анализу
цхдама. Близость этих результатов свидетельствует о реальности получе-
нных цифр и правильности сделанных допущений.
При справедливости изложенного можно получить хотя бы в первом
приближении представление о скорости образования обвальных пород
v В единице мощности (1 м) разреза:
(2)
где /.-объем скважины в интервале 1 с учетом диаметра каверны, см3;
/-объем выбуренной породы долотом диаметром d на 1 м проход-
ки, см3; /о-время до стабилизации процесса образования обвальных
пород, г.
Проведенные по уравнению (2) расчеты с использованием факти-
ческого материала о кавернах по скважинам показали, что при макси-
мальной интенсивности кавернообразования (рис. 3, б) значение v может
достигать 700 см3/(м-ч).
Зная v можно определить объем всех литологических разностей /обв,
образующийся за время бурения основной породы:
Кб. = vfh, • (3)
где время бурения 1 м основной породы, ч; Л-интервал каверно-
образования, м.
Подставляя в уравнение (1) значение Уобв, получим
С=100Ксн/(К)СН11+г/2Г) (4)
Изложенная примерная схема механизма формирования шламовых
, смесей в процессе бурения и математическое ее выражение, несмотря на
ориентировочные числовые. значения v, f (полученные в процессе
обобщения), позволяют перейти к оценке соотношений в смесях обваль-
ной и основной пород при различных условиях бурения. Последнее
позволяет, в свою очередь, определить представительность концентра-
ций основной породы в шламовой смеси и эффективность работ по
литологическому исследованию проб в каждом конкретном случае.
Опыт работ показывает, что при концентрации в шламовой смеси
основной породы более 5% не возникает каких-либо трудностей в ее
выделении и литологическом исследовании. Используя уравнение (4),
произведем теоретическую оценку возможных концентраций основной
породы, которые могут иметь место в наиболее распространенных
Условиях.
Для этого примем:
время бурения 1 м в основной породе f колеблется от 3 до 0,1 ч;
среднее время бурения 1 м в кавернообразующем разрезе 0,1-2 ч;
Мощность этого разреза 25-200 м.
* Результаты проведенных расчетов сведены в табл. 3, из которой
Следует, что минимальные значения С в рассматриваемых условиях
13
Таблица з
Значения концентрации основной породы, С, %, при изменении f и h
Ч А, м
200 100 50 25
3 5 12 20 40 "
2 7 16 30 60
1 10 23 36 80
0,8 17 34 40 87
0,2 40 60 79 98
0,1 «70 79 89 99
в большинстве случаев значительно выше 5%. Это означает, чго
теоретически литологические разности, характеризующиеся малой
концентрацией, не должны быть пропущены. Последнее теоретически
возможно только при t' > 3 ч и h > 200 м. Вместе с тем опыт работ
свидетельствует о пропуске пластов различной литологии даже при
/' < 3 и h < 200 м. Это противоречие теории с практикой может быть
объяснено тем, что при расчете значений С не учитывались потери
шлама, которые, несомненно, имеют место и величина которых зависит
от методики его отбора.
Экспериментальное изучение распределения фракционного состава
основной породы в различных местах отбора проб, ее концентрации
в смеси и определение наиболее информативных фракций позволили
наметить рекомендации по отбору шлама применительно к различным
условиям очистки промывочной жидкости на буровых и особенностям
строения желобной системы.
Сущность экспериментов заключалась в изучении концентрации и
фракционарного состава основной породы в пробах, отобранных в
различных местах: со дна желоба (до или после выбросита) и не-
посредственно с сеток вибросита. В настоящее время именно в этих
местах в основном производится отбор шлама при производстве
геолого-геохимических исследований. Результаты проведенных работ
представлены на рис. 4.
При бурении в карбонатной части разреза (риа 4,а) наблюда-
ется рост концентрации основной породы по мере уменьшения размера
фракций, максимум ее концентрации (100%) достигается при размере
фракции 1-1,5 мм -и меньше.
При отборе шлама терригенных пород с вибросита
(рис. 4,0 диапазон наиболее информативных фракций (когда концен-
трация основной породы достигает наибольших величин) заключается
в пределах 1-5 мм. Однако в интервале фракций 2,5-10 мм отмечаются
случаи полного отсутствия основной породы. В связи с этим наиболее
представительным и поэтому наиболее информативным в рассматрива-
емом случае будет интервал фракции 1-2,5 мм.
При отборе шлама после вибросита (рис. 4,в) диапазон
наиболее информативных фракций лежит в пределах 1-2,5 мм.
14
Рис. 4. Распределение фракционного состава основной породы шлама при бу-
рении:
a-в карбонатных породах; в терригенных породах с отбором шлама: б с вибросита, в-после вибросита,
г-до вибросита. Кривые распределения: 1 минимального, 2 максимального; С концентрация фракции;
«/-размер фракции; разными значками обозначены данные по разным скважинам
При отборе шлама перед виброситом (рис. 4,г) граница
наиболее информативных фракций сдвигается вправо, в область их
больших значений-2,5-7 мм. В остальных интервалах основная порода
во многих случаях отсутствует, что делает их мало представительными.
Обобщая изложенное, можно заключить, что размер наиболее ин-
формативных фракций шлама терригенных пород при отборе его с
вибросита и после вибросита колеблется в пределах 1-2,5 мм. Более
крупные фракции ненадежные, так как часто не содержатся в смеси
основной породы. При отборе проб шлама из желоба перед виброситом
вообще трудно рассчитывать на успех, поскольку почти во всех фрак-
циях (за исключением фракции 2,5-7 мм) отмечается отсутствие основ-
ной породы.
Таким образом, оптимальным вариантом отбора шлама является:
а) обязательный отбор фракций 1-2,5 мм, характеризующихся
Наиболее высокой концентрацией основной породы;
15
б) отбор фракций 2,5-7 мм (при их наличии), несущих весьма
ценную информацию о коллекторских свойствах разбуриваемых пород;
в) исключение из рассмотрения фракций 7 мм и более, так как
основная порода в них практически отсутствует, а наличие их в смеси
затрудняет разбор шлама и выбор основной породы.
Рассмотрим реальные возможности, существующие на буровых, по
эффективному отбору указанных фракций. Выше было показано, что
наилучшими местами отбора шлама являются вибросито и желоб
непосредственно после него. Отбор на желобе, как показывают эксперт
менты, позволяет обеспечить получение для исследований фракции
1-2,5 мм и практически исключает из рассмотрения более крупные
фракции, которые могут присутствовать в шламе, но не пропускаются
через вибросито. В этом случае утрачиваются относительно крупные
кусочки пород, которые могут успешно использоваться для определения
коллекторских свойств горных пород.
Эффективность отбора различных фракций с вибросита зависит
в основном от размера ячеек очислительных сеток.
Ниже приведены размеры, мм, ячеек сеток вибросит, используемых
в Саратовском Поволжье на некоторых буровых:
Западно-Ровенская, скв. 35 . .3x6
Лиманская, скв. 7...............2x4
Верхнемечеткинская, скв. 1 . .3x6
Октябрьская, скв. 2.............2x2
Лиманская, скв. 9..............3x5
Карпенская, скв. 25............2x2
Родниковская, скв. 48 . . . .2x4
Соколовская, скв. 1............3x6
Из приведенных данных следует, что при отборе с выбросит наиболее
информативные фракции (1-2,5 мм) с площадью шламинок 1-7,5 мм2
во многих случах отбираться не будут. Фракция 2,5 мм, как показывает
опыт, также может отсутствовать в отбираемых пробах.
На основе изложенного выше можно сделать вывод о том, что все
используемые в настоящее время способы отбора шлама являются
ненадежными и могут приводить к формированию неправильных
представлений о литологическом строении того или иного участка
разреза.
Кардинальное решение рассматриваемого вопроса может быть
достигнуто путем создания специального шламоотборника, обеспечи-
вающего автономный отбор шлама (фракции 1-7 мм) непосредственно
из потока промывочной жидкости. Однако отсутствие такого прибора
в настоящее время заставляет искать другие пути преодоления возни-
кающих трудностей.
Описанные выше результаты проведенных исследований позволили
обосновать более эффективные способы отбора шлама для различных
ситуаций, складывающихся на буровой. По одному из этих способов
отбор шлама производится с помощью комплекса несложных техни-
ческих средств. Указанный комплекс включает:
накопитель шлама с вибросита;
накопитель шлама в потоке промывочной жидкости;
приспособление для отмывки шлама.
16
Накопитель шлама с вибросита представляет собой трапецие-
видную емкость, длина которой приближается к ширине вибросита.
Накопитель устанавливается под вибросито и в нем накапливается шлам
за определенный (заданный) интервал проводки.
Накопитель шлама в потоке представляет собой послед о на гель-
go расположенные конусовидные сетчатые ловушки, выполненные на
общем жестком основании. Первый конус-фильтр сделан из сетки
с размером ячеек 7 мм, последующие ловушки-из сетки меньшего
размера вплоть до 1 мм.
Устройство для отмывки шлама состоит из двух емкостей с сетками
соответственно 7 и 1 мм. Емкость с сеткой 7 мм вставляется в емкость
с сеткой 1 /мп. Весь объем шлама первоначально помещается в емкость
с сеткой 7 мм, в которой при перемешивании в водной среде происходят
его отмывка и одновременно удаление фракций шлама менее 7 мм
емкость с сеткой 1 мм.
Отбор шлама осуществляется разными способами в зависимости от
условий на буровой.
Вариант I. При размере ячеек в сетках вибросит 1-2 мм отбор
шлама производится с помощью накопителя с вибросита, под которым
он и устанавливается. В рассматриваемом случае обеспечивается на-
копление за интервал проходки всех информативных фракций от 1 мм
и выше.
Вариант II. На вибросите используются крупноячеечные сетки
3-4 мм, при которых возможен проход значительных масс мелких
фракций основной породы. В этом случае, если позволяет желобная
система, то перед виброситом помещается накопитель в потоке, кото-
рый накапливает шлам за определенный интервал проходки. Если
накопитель перед виброситом установить невозможно, то для отбора
шлама используются два накопителя: один из них устанавливается под
виброситом, другой после него в желобе. Для исследования в лабора-
тории отбираются две пробы: из накопителя в потоке и с вибросита. Для
дегазации отбирается одна смешанная проба из обоих накопителей.
. Вариант III. Вибросита не работают. Накопление и отбор проб
шлама производится с помощью накопителя в потоке, который устанав-
ливается до или после вибросцта (в зависимости от возможностей).
Изложенная технология работ проста в реализаций и позволяет
практически при любых ситуациях производить отбор всего диапазона
информативных фракций для качественного литологического расчлене-
ния разреза и оценки коллекторских свойств горных пород.
2. Литологическая диагностика шламовых смесей и методы построе-
ния литологической колонки исследуемого разреза. Литологическая ха-
рактеристика проб шлама в первом приближении может быть получена
на базе инструментально-визуальных методов, которые легко реализу-
ются в рамках существующего технического вооружения оперативных
ГТИ непосредственно на скважинах. С помощью приборов и оборудо-
вания современных станций ГТИ можно определять следующие
параметры пород:
17
карбонатность. и степень доломитизации (кальциметр);
величина нерастворимого остатка (кальциметр);
доли кварцевой и глинистой составляющих (микроскоп и кальци-
метр);
твердость (визуально по шкале «царапания»);
плотность (весы);
размер зерен, структура и текстуръ (микроскоп) и др.
В табл. 4 представлена литологическая классификация горных пород,
основанная на этих параметрах. Имеющийся опыт работ позволяет
рекомендовать указанные критерии для литологической диагностики
шламовых смесей, в оперативном режиме.
Следующими важными этапами ГТИ являются выделение в смеси
основной породы и литологическое расчленение разреза-посредст-
вом составления литологической колонки. Существует несколько
способов решения этих задач.
Первый способ основан на фракционном анализе шлама. Получае-
мая информация используется для разделения основной и обвальной
породы, а также для литологического расчленения разреза, выделения
зон аномально высоких поровых давлений, привязки отбираемого
шлама к глубине.
Физическая сущность метода заключается в том, что форма и размер
частиц шлама зависят от режимно-технологических параметров буре-
ния, литологии разбуриваемых пород, их физико-механических свойств
(твердости, плотности, трещиноватости и т.д.), поровогодавления.
Фракционный анализ проводится по всему исследуемому разрезу
с дискретностью в зависимости от решаемых задач и условий бурения.
Для анализа используются почвенные сита СП-100, СП-200 и др.
с диаметром отверстий 1; 0,3; 0,5; 0,7 мм. Высушенный шлам просеива-
ется через сита и разделяется па четыре фракции: -1,1-3,0 мм;
Ф2-3,1-5 мм; Ф3-5,1-7 мм; Ф^-1 мм. Каждая фракция взвешивается,
процентное содержание ее в пробе шлама определяется по формуле
Q = (^ш1-/тш) 100, (5)
где тШ1-масса шлама f-й фракции, г; тш-общая масса четырех фракций
анализируемого шлама, г.
По результатам фракционного анализа в масштабе глубин 1:500 или
1:200 строятся графики изменения содержаний Фг-Ф4.
При интерпретации кривых изменения содержаний Фг-Ф4 необхо-
димо учитывать, что изменение фракционного состава шлама зависит от
различных факторов: физико-механических свойств разбуриваемых
пород, применяемой технологии бурения, режима промывки, свойств
промывочной жидкости; на изменение фракционного состава шлама
оказывают влияние также режим бурения и тип применяемых буровых
долот. Выход из скважины шлама с размерами частиц менее 3 мм может
быть обусловлен следующими причинами: недостаточной нагрузкой на
долото, в результате которой происходит не объемное разрушение
пород, а их поверхностное истирание; низким расходом бурового
18
Таблица 4
Диагностические параметры
Литологические разности Содержание, % Твердость по шкале Мооса Плотность, г/см3 _ Размер зерен, мм (допол- нительные признаки)
кальцита доломи га кварцевой и полево-шпа- товой соста- ющих глинис- той со- ставля- ющей
Карбонатные породы
Известняки 95 100 0-5 2,7-2,8
Известняк доломитовый 50-80 50-20 Не царапает стекло, 3-4 2,7-2,8
Доломит известковый 20-50 80-5
Доломит Обломочные породы* 0-5 95-100
Песчаник 0-5 0 5 95-100 2,4 2,6 0,05-1,0
Песчаник с известковым цементом 5-25 - 5-25 75-95 2,4-2,6 0,05-1,0
Песчаник с тлиниегым цементом 75 95 5-25 Царапает стекло, 5-7 2,4-2,6 0,0005 1,0
Песчаник с кварцевым цементом 100 2,4-2,6 0,005-1,0
Алевролит Глинистые породы 100 2,4-2,6 - 0,005-0,05
Аргиллит Галоидные породы 100 Не царапает стекло, 2-3 2,2 2^6 < 0,0005
Галит Сульфатные породы Низкая твердость 2,1-2,3 (соленый вкус раство- римость в воде)
Гипс Чертится ногтем, 1,5-2,0 2,2-2,4
Ангидрит Смешанные терригенные породы Не царапает стекло, 2,5-3,0 2,9-3,1
Аргиллит алевролитовый 70 30 Не царапает стекло, 2-5 Царапает стекло, 5-7 2,3-2,5
Алевролит песчанистый 95 5 2,4-2,5
Алевролит тлинистый 80-90 10-20 Не царапает стекло, 2-5 2,3 2,5
Песчаник алевролитовый Смешанные сульфатно-карбонатные породы 95 5 Царапает стекло, 5-7 2,4-2,6
Ангидрит-доломи говая Доломитовые прослойки и зоны преобладают над ангидритовыми
Доломит-ангидрит овая Ангидритовые прослойки и зоны преобладают над доломитовыми
Определяются также визуально или под бинокуляром.
раствора, что приводит к зашламлению забоя скважины; применением
долот истирающего типа.
В некоторых случаях (при бурении галогенных пород, рыхлых
песчаников, плывунов, глин) выбуренный шлам растворяется в буровОхМ
растворе до его выхода на поверхность.
Присутствие в буровом растворе шлама с размерами частиц более
7 мм часто бывает обусловлено механическим или гидравлическим
разрушением стенок скважины, в результате чего в затрубное
пространство попадает большое количество обвальной породы. В этом
случае частицы шлама обычно имеют прямоугольную форму и пред-
ставлены глинистымй породами.
Литологическое расчленение разреза по изменению фракционною
состава базируется на том, что при неизменяющемся режиме бурения,
обеспечивающем объемное разрушение пород, размер частиц выбурен-
ного шлама зависит от литологии разбуриваемых пород: '
1) мягкие породы (рыхлые песчаники и известняки, глины, гипс,
каменные угли) обычно представлены шламом фракций Фх;
2) породы средней твердости (песчаники с глинистым цементом,
пористые известняки и доломиты, алевролиты и аргиллиты) чаще всего
представлены шламом фракций Ф2 и Ф3;
3) очень твердые и твердые породы (окремнелые и метаморфизован-
ные известняки, доломиты и песчаники, основные изверженные породы,
ангидриты, окремнелые глинистые сланцы) чаще всего представлены
шламом фракций Ф3 и Ф4.
На рис. 5 видно, что фракционный состав шлама существенно
изменяется в зависимости от литологии пород. Известняки характери-
зуются преобладанием в шламе фракций Ф2 и Ф3. При разбуривании
аргиллитов в шламе увеличивается более чем в 2 раза процентное
содержание фракции Ф4, а при проходке песчано-алевролитовой толщи
в пробах резко возрастает доля частиц шлама фракции ФР В нижней
части разреза, после прохождения известняков, вновь увеличивается
доля шлама фракции Ф4. Наиболее эффективны при литологическом
расчленении разреза фракции Фх и Ф4.
Обвальная порода выделяется после визуального просмотра шлама
фракций Ф3 и Ф4. Обычно она представлена шламом с размерами
частиц 7-10 мм прямоугольной формы, из дальнейших анализов опа
исключается.
' Второй способ выбора основной породы и литологического расчле-
нения разреза базируется на использовании зависимостей между типом
разреза и особенностями строения шламограмм. Практика работ
показала, что существуют четыре основных типа разреза (рис. 6).
I тип-литологически однородная толща карбонатных или терриген-
ных пород, мощность которой достигает десятков и сотен метров. Как
правило, такому разрезу соответствует шламограмма, на которой
концентрация основной породы составляет 80-100%. Обвальная порода
составляет небольшую долю (до ч20%) в составе смеси и равномерно
распределяется по всему разрезу. Если разрез описываемого типа только
20
фракционный состав.,0/0
Описание пород
Издестняк серый , мелкозернистый,
крепкий , трещиноватый
Аргиллит темно-серый\ тонкослоистый
Песчаник серый, кварцевый
Алевролит темно-серый, глинистый
Известняк серый, мелкозернистый,
плотный, слоистый
Алевролит серый, кварцевый
рис. 5. Литологическое расчленение разреза по результатам фракционного ана-
лиза:
а- песчаник; б-известняк; в-аргиллит; г-алевролит
Рис. 6. Особенности шламограмм в зависимости от типа разреза
нто вскрыт, то на долю обвальной породы в составе смеси шлама может
приходиться до 80-90%; по мере углубления забоя количество обваль-
ной породы снижается, а основной - постепенно увеличивается до
80-100%.
II тип-чередование литологически однородных пластов средней
Мощности (15-40 м). На шламограмме наблюдается резкое увеличение
. . 21
(до 60-70%) концентрации отдельных литологических разностей пород.
Первое появление данной литологической разности в пробе отмечается
как ее кровля. Нижней границей является глубина, с которой концещ
трация исследуемой породы начинает снижаться.
III тип-частое чередование литологически разнородных пластов
небольшой мощности (от 3-5 до 10-12 м). Обычно это чередование
песчаников (реже известняков) с глинами, аргиллитами. Начало разбу-
ривания каждого пласта фиксируется по появлению новой литолощ-
ческой разности, достигающей обычно 10-20%. Подошва пластов
отмечается по уменьшению поступления в шламовую смесь соответст-
вующей литологической разности.
IV тип-литологически разнородный разрез (с тремя-четырьмя
литологическими разностями), сложенный рыхлыми породами, которые
обусловливают образование значительных объемов обвальных пород
(песчаников, известняков, глин и т. д.). Данный тип разреза характери-
зуется наличием в пробе шлама примерно одинаковых концентраций
нескольких литологических разностей. Выделение основной породы
и определение кровли и подошвы пластов по шламограмме становятся
невозможными.
Оптимальные связи между типом разреза и особенностями шламо-
грамм использованы в практической работе при анализе материалов по
многим скважинам Саратовского Поволжья, в частности по скв. 7
Лиманской площади (рис. 7). Весь разрез этой скважины в литологи-
ческом отношении разбит на несколько типов, описанных выше. При
этом отмечается почти полное совпадение такого расчленения с действи-
тельным литологическим строением разреза, установленным по данным
промысловой геофизики и исследованию керна на данной площади.
Описанным способом анализировались материалы по многим скважи-
нам. Полученные результаты показывают, что использование при
интерпретации шламограмм указанных выше критериев позволяет в
большинстве случаев правильно разобраться в строении довольно
сложных разрезов. При этом эффективность выделения пластов состав-
ляет при работе в пределах разреза I типа 100%, II типа-76%, III
типа-100%, в среднем 92% (без учета случаев, когда шламограмма
вообще не подается интерпретации (IV тип), частота встречаемости
которых составляет примерно 12-15% всех рассмотренных типов
шламограммы).
Выделенные в литологической колонке разности пород более под-
робно характеризуются в их описании. Однако в настоящее время
существует множество схем литологических описаний, опирающихся на
различные геологические классификации. Это объясняется тем, что они
Рис. 7. Геолого-геохимические характеристики разреза скв. 7 Ливанской пло-
щади по данным ГТИ:
а-известняк; б-доломи г; в-мергель; г-гипс; д ангидрит; е песчаник; ж аргиллит; з глина; тазопа-
сыщенность: ^,-по закрытым порам, #от-по открытым порам; НИ остаточная нефгенасыщеннос>ь.
ГН остаточная газонасыщенность
22
Глу8ина,м
л Л ЛлА
□ПЕ.
I
Мелководная, периодически осолоняющаяся
Эпиконтинентальная
3
О
KfflHIlfll
I 2
§ о
Тип разреза
Литология
Не определялись
проница-
емостью ,м2
Мелко- Логин-
водная ная
Фация
Рис. 7. Продолжение
Л I
M/J
Прибрежная морская
Мелководная
Мелководная, периодически
осо л оняющаяся
J—-J
О) СЛ
Мелководная нормальной солености
мелководная^?) Мелководная нормальной солености
создавались под определенные специфические задачи в области
геологии.
Применительно к задачам ГТИ разработана специальная унифицц.
рованная схема, удовлетворяющая следующим условиям:
имеет строго определенное (ограниченное) число информативных
признаков, достаточных для решения поставленных задач;
оптимизирует количество характеристик-признаков, т. е. имеет
максимально возможный набор параметров по каждому признаку,
который однозначно воспроизводится при описании одного и того же
объекта разными геологами-операторами;
обеспечивает единство применяемых геологических классификаций;
вследствие дискретного характера описания признаков позволяет
кодировать информацию для хранения и обработки на ЭВМ;
Формализованное описание позволяет направить действия геолога на
выделение и характеристику признаков, необходимых для решения
поставленных задач.
С другой стороны, возможность хранения информации на ЭВМ
позволяет обрабатывать материал методами математической статисти-
ки и находить комплексные многомерные связи с другими методами.
Схема формализации литолого-петрофизического описания различ-
ных литотипов представлена в табл. 5.
Третий способ интерпретации шламограмм и построения литологи-
ческих колонок заключается в использовании описанных выше законо-
мерностей образования шламовых смесей и устранении на этой основе
искажающего влияния обвальной породы на построении разреза.
Реализация этого способа заключается в математическом описании
механизма формирования шламовых смесей и разработке инструмента
учета влияния вышележащих обвалообразующих участков разреза на
концентрацию в смеси основной породы, разрушаемой в данный момент
долотом.
Указанный инструмент в аналитическом виде учитывает как геологи-
ческие, так и технологические факторы, влияющие на интенсивность
шламообразования при проводке скважины. Особенностью данного
подхода является учет влияния вышележащих пластов каждого литотипа
на текущее значение.
На рис. 8 в качестве примера, приводятся шламограммы - факти-
ческая и исправленная в результате машинной обработки на ЭВМ, для
участка разреза нижнекаменноугольного возраста в скв. 3 Рогожинской
площади. Наиболее характерным изменениям в результате использова-
ния машинных способов обработки подверглись следующие участки.
В интервале 3125-3140 м вместо монотонного убывания содержания
песчаника на фактической шламограмме в исправленной четко выд^
ляются повышением содержания фракции с 2 до 18% два пласта
песчаника в интервалах 3125-3130, 3135-3140 м. При этом верхний
пласт полностью соответствует выделенному по ГИС, а мощность
нижнего оказывается несколько завышенной. Это объясняется несооТ'
ветствием между мощностью пласта (1,5 м) и дискретностью отбора
26
Таблица 5
Признаки Код Характеристика признака Сокращенное описание характеристики признака
Название породы 01 02 Глина Глина известковистая Глина Глина извест.
03 Глина доломитистая Глина доломитист.
04 Аргиллит Аргиллит
05 Аргиллит известковистый Аргиллит извест.
06 Аргиллит доломитистый Аргиллит доломитист.
07 Алеврит Алеврит
08 Алеврит глинистый Алеврит глинист.
09 Алеврит олигомиктовый Алеврит олигомикт.
10 Алеврит олигомиктовый Алеврит олигомикт.
глинистый глинист.
11 Алеврит полимиктовый Алеврит полимикт.
12 Алеврит полимиктовый Алеврит полимикт.
глинистый глинист.
13 Алевролит Алевролит
14 Алевролит глинистый Алевролит глинист.
15 Алевролит олигомиктовый Алевролит олигомикт.
16 Алевролит олигомиктовый Алевролит олигомикт.
глинистый глинист.
17 Алевролит полимиктовый Алевролит полимикт.
Глинистый глинист.
18 Песок Песок
19 Песок глинистый Песок глинист.
20 Песок олигомиктовый Песок олигомикт.
21 Песок олигомиктовый Песок олигомикт.
глинистый глинист.
22 Песок полимиктовый Песок полимикт.
23 Песок полимиктовый Песок полимикт.
глинистый глинист.
24 Песчаник Песчаник
25 Песчаник глинистый Песчаник глинист.
26 Песчаник олигомиктовый Песчаник олигомикт.
27 Песчаник олигомиктовый Песчаник олигомикт.
глинистый глинист.
28 Песчаник полимиктовый Песчаник полимикт.
29 Песчаник полимиктовый Песчаник полимикт.
глинистый глинист.
30 Известняк Известняк
31 Известняк глинистый Известняк глинист.
32 Доломит Доломит
33 Доломит глинистый Доломит глинист.
34 Мергель Мергель
35 Ангидрит \ Ангидрит
36 Гипс Гипс
37 Соль Соль
38 Магматические и метамор- Магмат. и метаморф.
фические породы породы
Цвет 39 Вулканогенно-осадочные породы Вулк.-осад. породы .
01 Белый Бел.
02 Серый Сер.
03 Черный Черн.
04 Коричневый Коричн.
27
Продолжение табл. 5
Признаки Код Характеристика признака Сокращенное описание характеристики признака
05 Зеленый Зел.
06 Бурый (красноватый) Бур-
12 Светло-серый Св.-серый
32 Темно-серый Теми.-серый
34 35 Темно-коричневый Темн.-коричн.
36ч Темно-бурый Темн.-бур.
43 Коричневато-черный Коричн.-черн.
64 Буро-коричневый Бур.-коричн.
Текстура 01 Массивная 4 Массивн.
(макро-) 02 Слоистая Слоист.
03 Пятнистая Пяти.
04 Волнисто-слоистая Волн.-слоист.
05 Плитчатая Плитч.
Структура 01 Тонкозернистая (0,005) Т.-зерн.
(размер зерен или 02 Среднезернистая (0,005-0,5) С.-зерн.
кристаллов, мм) 03 Крупнозернистая (0,05-0,5) К.-зерн.
04 Грубозернистая (0,5) Г.-зерн.
Тип пустотности 01 Межзерновая Порист, межзерн.
02 Мелкопоровая Порист, мелкопоров.
03 Ка^ерновая Порист, каверн.
04 Трещинная Порист, трещин.
31 Каверново-поровая Каверн.-поров.
34 Каверно-трещинная Каверн.-трещ.
Степень трещино- 00 Трещины отсутствуют Трещин, отсутств.
ватости 01 Отдельные трещины Отд. трещ.
02 Система трещин Система трещ.
Направление тре- 00 Трещины отсутствуют Трещ. отсутств.
щиноватости (по 01 Отдельные трещины Отд. трещ.
отношению к оси 02 Система трещин Система трещ.
керна) 00 Неопределенное Направл. трещ. неопред.
01 Г оризонтальное Направл. трещ. горизонт.
02 Вертикальное Направл. трещ. вертик.
Раскрытость 01 Субкапиллярные (0,0002) Трещ. субкапил.
трещин (м) 02 Микротрещины (0,0002-0,001) Микротрещ.
0,3 Волосяные (0,001 -0,01) Долос. трещ.
0,4 Тонкие (0,01-0,1) Тонк. трещ.
0,5 Средние (0,1-0,5) Трещ. средн, разм.
0,6 Крупные (0,5-1,0) Круп. трещ.
0,7 Грубые (1,02-0) Груб., трещ.
0,8 Макротрещины (2) Макротрещ.
Степень каверно- 01 Каверны отсутствуют Каверн, отсутств.
зности 02 Отдельные каверны Отдельн. каверн.
03 Кавернозная порода Каверн, порода
Тип кавернозно- 01 Тонкие (1-2) Каверны тонкие
сти по преоблада- 02 Средние (2-3) Каверны средние
ющему размеру 04 Крупные (5-10) Каверны крупные
каверн (мм) 04 Очень крупные (10) Очень крупные каверны
Крапость 01 Крепкая (с трудом колется) Порода очень крепк.
02 Средней крепости (колется молотком) Порода средн, крепк.
28
Продолжение, табл. 5
Признаки Код Характеристика признака Сокращенное описание характеристики признака
Признаки нефте- битумогазосодер- жания ♦ Величина пори- стости Вторичные вклю- чения Дополнительные признаки 03 04 01 02 03 04 05 06 65 35 '63 01 02 03 01 02 03 04 05 01 02 Слабой крепости (размыва- ется рукой) Рыхлая, сыпучая (рассыпа- ется) Отсутствуют (порода гидрофильная) Порода гидрофильная Запах УВ Порода гидрофобная Окраска за счет нефтебиту- мосодержания Запах сероводорода Окраска за счет нефтебиту- мосодержания и запах серо- водорода Окраска за счет нефтебиту- мосодержания и запах УВ Запах УВ и сероводорода Порода плотная Порода умеренно-пористая Порода сильно-пористая Сульфиды Битум Детрит Остатки флоры и Остатки фауны " Отсутствуют Дополнительные признаки Порода слаб, крепк. Порода рыхл. Признаки нефтегазосодерж. отсутств. Порода гидрофильн. Запах УВ Порода гидрофобн. Окраска за счет нефтебиту- содержания Запах сероводорода .Окраска за счет нефтебиту- мосодерж. и запах серово- дорода Окраска за счет нефтебиту- мосодерж. • * запах У В Запах УВ и сроводор. Порода плотн. Порода умер.-порист. Порода сильно-порист. Включ. сульфид. Включ. битума Включ. детрита Включ. ост. флоры Включ. ост. фауны Доп. признаки отсутств. (Текст)
проб (5 м за интервал 3135-3140 м). Ниже по разрезу в интервале
3140-3180 м обработка результатов по программе привела к корректи-
ровке данных в сторону уменьшения доля обвальной фракции (глин)
в суммарной пробе. Причем с глубины 3150 до 3180 м влияние обваль-
ной фракции полностью устраняется (процентное содержание ее равно
нулю).
3 интервале 3190-3198 м против песчаного пласта содержание
песчаной составляющей в пробе шлама увеличивается в результате
обработки с 60 до 100%. Использование алгоритма позволило также
легко выделить пласт аргиллита во вмещающей его толще на глубине
3220-3227 м.
Таким образом, предложенная обработка шламограмм, позволяет
облегчить их интерпретацию в плане повышения однозначности в
вьхделении основной породы.
3. Стратиграфическое расчленение разреза и корректировка геологи-
ческого строения. Решение этих задач осуществляется с помощью
29
Рис. 8. Сравнительная харак-
теристика шламограмм, по-
строенных по фактическим
данным и после обработки
на ЭВМ:
а известняк; б песчаник; в глина.
г алевролит
специально составляемых эталонно-прогнозных моделей различного
назначения (ЭПМ).
Стратиграфическое расчленение разреза с помощью ЭПМ базируется
на использовании особенностей литолого-петрофизического строения
того или иного стратиграфического подразделения, которые могут легко
устанавливаться в процессе ГТИ скважин. Практика работ показывает,
например, что в однородных на первый взгляд в литологическом
отношении разрезах в большинстве случаев выделяется значительное
число пластов, отличающихся от вмещающих пород какими-либо
особенностями: цветом, твердостью, структурой, включением каких-то
минералов и т.п. В итоге, если этот на первый взгляд однородный
массив охарактеризовать по указанным критериям, то он превращается
в «слоеный пирог», где каждый слой имеет свои отличительные черты от
ниже- и вышележащих слоев. При этом свойства слоев, порядок и
последовательность их перемежаемости в разрезе создают неповтори-
мый «образ», «портрет», свойственный только определенному страти-
графическому подразделению.
Указанные «образы», снабженные подробным описанием слоев-
реперов и образцами шлама из них, составляют модель стратиграфи-
ческого расчленения разреза.
30
Корректировка геологического строения посредством ЭПМ заклю-
чается в установлении фактических абсолютных отметок реперов, их
сравнении с проектными и формированием на этой основе новых
представлений о геологическом строении исследуемой площади. При
этом определяются:
изменения положения бурящейся скважины на структуре;
величины несоответствия абсолютных фактических отметок проект-
ным;
расстояния долота до кровли потенциальноперспективных горизон-
тов.
Для решения этих задач в ЭПМ выделяются два типа реперов:
реперы первого порядка, устанавливаемые по материалам сейсмо-
разведки, и реперы-слои второго порядка, выделяемые по литолого-
петрофизическим особенностям.
Далее для указанных реперов разрабатываются литолого-петро-
физические критерии, по которым они «узнаются» в разрезе при ГТИ
бурящихся скважин.
Основой указанных и любых других моделей подобного назначения
(например, определения момента вскрытия коллектора, оценки характе-
ра насыщения и др.) является прогнозный разрез на данную точку
бурения, который составляется службой ГТИ с использованием
материалов ГИС, ГТИ и полевой геофизики. На нем отмечаются
прогнозируемые глубины залегания границ литолого-стратиграфических
комплексов или отдельных регионально корректируемых пластов.
Следует отметить, что на каждую скважину имеется геолого-техни-
ческий наряд (ГТН), в котором также даются прогнозные глубины
и литология по разрезу, однако ГТН дает более общие сведения, так как
составляется он для нужд буровой организации и не использует всей
информации ГИС и особенно ГТИ.
Для составления обычного прогнозного разреза, используют
следующую информацию:
» литолого-петрофизические разрезы по данным ГИС и ГТИ по одной
или нескольким скважинам, наиболее близким к той,, для которой
составляется прогноз;
общий характер изменения литологических особенностей пород в
выделенных литологических и стратиграфических единицах, исходя из
фациальной обстановки в соответствующих бассейнах осадконакопле-
ния;
структурные карты по отражающим горизонтам, приуроченным
обычно к смене литотипов пород;
альтитуды (абсолютные отметки) стола ротора каждой скважины.
При использовании указанных проектных разрезов можно выделить
несколько случаев, различающихся по степени достоверности прогноза
глубин залегания границ и литолого-петрофизических свойств пластов.
— 1. В разрезе четко выделяются коррелирующиеся по латерали
объекты, причем история геологического развития региона характеризу-
ется спокойной обстановкой осадконакопления, обусловливающей
31
накопление выдержанных по литолого-петрофизическим свойствам
толщ а также отсутствием интенсивных тектонических движений,
приводящих к разрывным нарушениям.
2. Регионально накопленные толщи не подвергались влиянию
разрывной тектоники, однако характеризуются резкими фациальными
изменениями в пределах одновозрастных объектов, приводящими к
смене облика пород, а в ряде случаев-литологии.
3. Согласное залегание толщ осадочных пород нарушено наличием
сбросов, надвигов, соляным диапиризмом и т. д. В результате может
возникнуть резкое несоответствие прогнозу на уровне целых комплексов.
4. Прогноз возможен лишь на уровне самых общих черт геологи-
ческого строения территории вследствие слабой изученности разреза
бурением либо из-за наличия резких площадных неоднородностей в
осадочном комплексе.
В каждом из рассмотренных выше случаев составленный разрез
будет предполагать различную точность прогноза глубин залегания
и характеристик литолого-стратиграфических комплексов, обусловли-
вающую соответственно разную технологию работ геолога в процессе
ГТИ.
Одной из главных задач при составлении разрезов является выделе-
ние реперов-пластов, уверенно выделяющихся по геолого-геофизическим
данным и широко распространенных по площади. Непосредственный
прогноз глубин их залегания в точке заложения скважины возможен
лишь в том слудае, если кровля репера совпадает с отражающей
сейсмической границей. В этом случае они относятся, как было упомя-
нуто выше, к реперам первого порядка. В остальных случаях глубины
залегания реперов прогнозируются исходя из расстояния кровли репера
первого порядка от ближайшего вышележащего репера, совпадающего
с сейсмической границей. В этом случае они имеют подчиненное значе-
ние, т. е. изменение глубин реперов первого порядка влечет за собой
изменение глубин реперов второго порядка.
Рассмотрим далее в качестве примера один из способов построения
прогнозного разреза в наиболее простом (первом) случае.
На рис. 9 изображена схема составления прогнозного разреза для
скв. 2 по данным о глубинах залегания в ней реперов первого и второго
порядков и, глубинах до реперов первого порядка (отражающих
горизонтов) по скв. 1.
( При этом использованы следующие обозначения R™ - абсолютные
глубины п-го репера первого порядка по скважине т; г™к - абсолютные
глубины и-го репера второго порядка для скважины > т, причем
Ci-репер, следующий вниз по разрезу за расстояние от репера
пт „т
Кп ДО Гпк-
Глубины залегания реперов второго порядка для проектной скважи-
ны (в нашем случае скв. 2) находятся исходя из предположения, что
сокращение мощности пластов, залегающих между реперами первого
порядка, приводит к пропорциональному сокращению мощности между
реперами второго порядка.
32
Рис 9. Схема, поясняющая построение
прогнозного разреза:
j j2-альтитуды соответственно по скв. 1 и 2
Тогда
Ar^ = Аг„\
An2+1
Rn+ 1
-Ri'
- R
2
n
Использованное выше предположение не всегда соответствует дейст-
вительности. Например, в случае, если репером второго порядка явля-
ется кровля рифогенного массива, такой подход приводит к существен-
ным ошибкам в оценке глубин и не должен применяться.
Абсолютная глубина залегания репера г„к находится по формуле
г%к = фактическая Яг2^ = г„к + А2.
Задачей геолога на скважине является идентификация реперов по
геолого-геофизическим данным и корректировка глубин залегания
нижележащих реперных и перспективных пластов.
При отбивке репера в большинстве случаев оказывается, что факти-
ческая глубина его залегания отличается от прогнозной на величину
невязки +АЯ. Тогда глубины нижележащих пластов корректируются,
т-е. изменяются на величину этой невязки (табл. 6).
Следует отметить, что эффективность использования геологом ГТИ
прогнозного разреза наиболее высока в случаях, когда он сам принимает
Участие в составлении прогнозного разреза либо когда он подробно
Знакомлен с методикой его построения. Особенно это важно в случае
Ложного геологического строения региона, так как здесь возможно
Появление ситуаций, требующих от него неординарных решений.
33
Таблица 6
Реперный пласт Глубина реперного пласта по прогноз- ному разрезу, м Скорректированная прогнозная глуби- на, м Фактическая глубина, м Величина невязки ДЯ, м
rh 2400 2470 2420 2450 — 50
§ 2. Количественное определение АВПД по данным исследования
керна и шлама
Прогнозирование и количественное определение зон аномально высо-
кого пластового давления (АВПД) в процессе бурения необходимо для
безаварийной проводки скважин в глубокозалегающих мощных гли-
нистых толщах. Решение этой задачи входит в обязательный комплекс
геолого-технологических исследований. Для выделения зон АВПД ис-
пользуются как технологические параметры, так и данные геолого-
геофизических исследований разрезов скважин.
Следует особо отметить, что сложность объекта исследования
требует знания геологом ГТИ не только практической стороны дела
(проведение анализов, построений, расчетов и т.д.), но и физической
сущности геологических процессов, приводящих к возникновению
аномальных давлений, умения ориентироваться в конкретной геологи-
ческой ситуации, привлекать при необходимости данные других
методов.
Вопрос прогнозирования и количественного определения АВПД
изучался в нашей . стране К. А. Аникиевым, Б. Л. Александровым,
В.М. Добрыниным и др. [1, 7 и др.]. Из переводных изданий наиболее
известна монография У. X. Фертля [27],. обобщающая богатый, как
отечественный, так и зарубежный опыт.
Согласно современным представлениям природа возникновения
АВПД в недрах различна: оно может быть обусловлено тектоническими
факторами, диагенетическими превращениями минералов с высвобож-
дением воды; недоуплотнением глинистых толщ, когда осадконакопле-
ния выше темпа отжатия поровых растворов под действием геостати-
ческого (горного) давления, и т.д. Прогнозирование и определение
АВПД по данным исследования пористости и плотности возможно
лишь при давлениях, возникающих под влиянием третьего фактора,
сущность которого заключается в следующем.
В процессе постепенного прогибания дна бассейна осадконакопления
часто формируются мощные глинистые толщи, которые в начальной
стадии образования имеют высокую пористость (около 60%). Попадая
на большие глубины эти глинистые породы испытывают геостатическое
давление выщелачивающих слоев, равномерно распределяющееся на
флюид и скелет породы. Это приводит к уменьшению пористости
34
и соответственно проницаемости, в результате чего поровый флюид не
успевает вытесняться под действием геостатического давления и
оставаясь в порах, принимает на себя часть геостатичёской нагрузки.
Таким образом, возникает превышение порового давления над
нормальным гидростатическим, < сопровождающееся сохранением
высоких значений пористости глин. При величине превышения более
30% говорят об аномальном характере этого давления.
Если в глинистой толще имеются линзовидные пропластки, то
пластовое давление в них приближается к поровому давлению во
вмещающих глинах. Определяя поровые давления в глинах, можно
прогнозировать величину пластовых давлений в нижележащих толщах.
.Степень отклонения фактических значений пористости от значений
пористости при нормальных условиях, обеспечивающих отток лишнего
флюида вследствие увеличения геостатической нагрузки, позволяют
судить о величине порового давления. Наиболее распространенным
способом его расчета служит метод эквивалентных глубин.
На основании обобщения большого количества определений порис-
тости и плотности для различных регионов страны построены зависи-
мости изменения этих параметров с глубиной для случаев с нормальным
•поровым давлением (рис. 10) и для условий, предполагающих отсутст-
вие эрозии (размыва) верхней части разреза, приводящей к попаданию
уплотненных до определенной степени осадков на меньшие глубины.
Следовательно, реальную линию нормального уплотнения для геологи-
ческого разреза в конкретной точке (скважине) можно получить на
региональной линии нормального уплотнения смещением ее вниз на
постоянную величину (величину размыва).
Как следует из рис. 10 пористость изменяется с глубиной по
экспоненциальному закону, т. е. при шкале пористости в логарифми-
ческом масштабе, а глубины-в линейном зависимость имеет вид
прямой. Отклонения в сторону увеличения пористости и соответственно
Рис. 10. Кривые нормального
Уплотнения глин по пористости ка
и плотности р:
- Волгоградское Поволжье (Р С D); 2-
Тюменская область (К Т); 3 Предкавказье
(N-P К); ^/-Туркмения, Азербайджан
(N-P)
1
Рис. 11. Пример нахождения эк-
вивалентной глубины Н3 по зна-
чению пористости кп и плотно-
сти Рн.п:
а получение значения пористости породы,
равного 15%; б нахождение эквивалент-
ной глубины по плотности
понижения плотности глин на определенной глубине указывают на
наличие повышенных поровых давлений на этой глубине.
Количественное определение величины порового давления возможно
по так называемому методу эквивалентных глубин, сущность которого
заключается в том, что для значения параметра (плотности, пористости
и т. д.) на данной глубине Н находится эквивалентная глубина Нэ, т. е.
глубина, на которой значение исследуемого параметра (по линии
нормального уплотнения) имеет такую же величину, что и на глубине Н.
Пример нахождения эквивалентной глубины приведен на рис. 11. Для
глубины 4 км получено значение пористости породы, равное 15%. Такое
значение по линии нормального уплотнения отмечается на глубине
2,5 км (рис. 11, а), т. е. Нэ = 2,5 км. Аналогичен прием и для нахождения
эквивалентной глубины по плотности (рис. 11,6), где Н3 = 2,3 км.
Формула для нахождения порового давления ра имеет вид:
Л = 0Рп-#—(0Рп.э-Г1н)#э> • '(7)
где рл-поровое давление, Па; ускорение свободного падения,
9,81 м/с2; рп, рп.э- средневзвешенные значения плотности глин до
вертикальных проекций глубин соответственно Н и Нэ, кг/м3;
т|н-нормальный градиент давления флюида в глинистых пластах в
интервале их уплотнения (для кривых на рис. 8): 7-т]н = 10000 Па/м;
2-т|н= 1Ю00, 3-пн= 12000, 4-пн= 13000.
Градиент порового давления находится по формуле
П=Л/Я. (8)
Следовательно, для расчета поровых давлений в определенной
глинистой толще необходимо построить кривые нормального уплотне-
ния и зависимости средневзвешенных значений плотности от глубины
для исследуемой скважины.
Для этого необходимо:
1) провести определения пористости кп и плотности рНЛ1 насыщенной
36
рис. 12. Схематический при-
мер проведения линии нор-
мального уплотнения для
конкретной сважины.
Дияии нормального уплотнения: 1-
региональные; 2-по скважине; Яр
глубина размыва
породы возможно большого количества образцов керна или шлама (не
меньше 40) с различных глубин;
2) построить графические зависимости ки = f(H) и рн.п = j\H), где
данные определений обозначить точками. Рекомендуется проводить
построения в масштабе 1:5000;
3) на этих же графиках провести линии нормального уплотнения для
региона работ (на рис. 10);
: 4) путем смещения региональных линий нормального уплотнения по
вертикали до достижения наилучшей аппроксимации с точками, соот-
ветствующими результатам определений провести линию нормального
уплотнения (рис. 12). Для аппроксимации можно применять метод
наименьших квадратов;
5) используя график рН(П = /(77) построить линию изменения средне-
взвешенной плотности пород с глубиной рс = /(//). Для этого на графике
Рн п = f(H) через каждые 100 м находится средняя плотность на г-м
100-метровом интервале рС1-; затем для каждой глубины, кратной
100 м-Нп (где п = HJ100), находится значение средневзвешенной
плотности:
i = n
Рср. взв. п = Pci Ю0/Яп.
i=l
Через полученные точки рср. взв. п проводится результирующая кривая
(рис. 13). Если в разрезе встречаются мощные толщи неглинистых пород
(мощностью более 200-300 м), то их плотность учитывается при
Построении кривой средневзвешенной плотности.
Одним из основных критериев выбора образцов для анализа является
Максимальная его глинистость, поэтому из колонки керна или пробы
Шлама отбираются наиболее глинистые частицы.
37
Рис. 13. Построение графика измене-
ния средневзвешенных значений плот-
ности рср с глубиной Н
Оптимальным считается отбор шлама массой 0,5 кг через 3-5 м
проходки скважины.
Шлам промывается, просушивается до матовой поверхности и из
него отбираются наиболее представительные образцы * фракции
2,5-5 мм.
С помощью торсионных весов экспресс-Методом определяется
рн.п- плотность естественно-насыщенной породы; с помощью метода
эквивалентных глубин оценивается поровое давление, а также его
градиент. Однако нужно иметь в виду то обстоятельство, что «первич-
ным» параметром, обусловленным природой возникновения аномаль-
ных поровых давлений (АВПД), является все-таки пористость, поэтому
наиболее достоверные значения поровых давлений получаются при
использовании для прогноза пористости. Другие параметры, хотя и
зависят от пористости, однако несут на себе влияние других, не
связанных с АВПД факторов. Например, плотность породы может
измениться вследствие изменения не только пористости, но минераль-
ного состава глин. В то же время определение плотности - более
экспрессный вид анализа, чем измерение пористости. Наиболее рацио-
нальным является комплексное использование данных, причем оценка
по плотности насыщенной породы проводится для каждого интервала
отбора шлама, а по пористости - более редко. В случае резкого
возрастания градиента порового давления измерение значений плот-
ности насыщенной породы дополняется измерением пористости, объем-
ной и минеральной плотности с сушкой образца и его последующим
насыщением, что позволяет более уверенно выделить аномалию поро-
вых давлений.
Расчет поровых давлений проводится с помощью метода эквива-
лентной глубины.
38
Своевременное количественное определение порового давления и его
градиента позволяет буровикам обоснованно составлять технологию
проводки скважин, главным образом выбирать оптимальную плотность
промывочной жидкости.
При использовании бурового раствора с высокой плотностью резко
унижается скорость проходки и появляется опасность гидроразрыва
вскрываемых пластов. При пониженной плотности бурового раствора
в глинистой толще возможны обвалы стенок скважин, а при вскрытии
коллекторов-проявления и выбросы.
§ 3. Обеспечение оптимального режима вскрытия перспективного
пласта и определение момента вскрытия потенциально перспектив-
ного пласта
Когда в результате работ на предыдущем технологическом этапе
(корректировка геологического строения) становится ясно, что до
вскрытия перспективного пласта остается немного метров (15-30)
даются рекомендации по режиму вскрытия, обеспечивающему его
обнаружение по геохимическим данным.
Для этого рекомендуется:
переход на бурение др^ша^аш^ным^долотом; ,
сцкщхо.сть_буренияше_менее_5^8 м/ч;_ ^2^ 7, о
нормальная работа очистительных систем, обеспечивающая
двухступенчатую очисткулромывочной жидкости;
вязкость промывочной_жидкости_не_более 60°.
Практика работ показывает, что указанные параметры режима
бурения являются предельными, при других параметрах возможны
«пропуски» нефтяных и газовых залежей, наличие которых определено
по газосодержанию промывочной жидкости.
С целью практической реализации описанного режима бурения по
представлению службы ГТИ соответствующие рекомендации вносятся
в проекты бурения скважин, на которых предусматривается установка
станции ГТИ.
Знание момента вскрытия потенциально перспективного пласта
необходимо для решения следующих задач: проверки представлений
о геологическом строении площади, которые складывались в процессе
бурения скважин до вскрытия пласта; своевременной корректировки
интервала отбора керна.
Определение момента вскрытия пласта может осуществляться
несколькими способами.
Первый способ заключается в анализе механической скорости
проходки. В общем виде изменение этого параметра во времени гмех(/)
представляется в следующем виде:
^мех (0 -^б
(9)
Р'
39
где К6-коэффициент буримости, характеризующий петрофизические
особенности горной породы; Ж-нагрузка на долото Н; SK(t)~ площадь
зубьев долота, находящихся в контакте с породой, мм2; «-частота
вращения долота с-1; Q-расход бурового раствора, л/с; р-плотность
бурового раствора, г/см3; Sn-площадь сечения промывочных отверстий,
см2; ц-вязкость бурового раствора, Па-с; D-диаметр скважины, см;
^-диаметр бурильных труб; Д/?р-расчетное дифференциальное давле-
ние; а, Ь, с, е-показатели степени; а = (3/4) -> 1 к концу долбления для
долот скалывающего типа и а = 1 для долот режущего и истирающего
типов; b = 1/2 для роторного бурения и b = 1/3 для турбинного бурения;
с = 1/3; е = +2 при (D/2dT) <1; е = —2 при (D/2<7T) > 1 и е = 1 при
(D/2dT) = 1.
При постоянном режиме бурения механическая скорость бурения
будет определяться величиной площади контакта зубьев долота с
породой в процессе его износа и коэффициентом буримости горных
пород, который характеризует физико-механические свойства пород,
в том числе и плотность. В процессе долбления наблюдается увеличение
контактной площади зубьев долота с породой и, как следствие,
уменьшение удельного давления на породу, т. е. уменьшение величины
G/SK.
При глубине скважин до 2-2,5 тыс. м, высокой механической
скорости бурения (>5 м/ч) и турбинном способе бурения при интер-
претации данных используется ненормализованная механическая ско-
рость имех. н или продолжительность бурения интервала Гбур.
Механический каротаж по продолжительности проходки интервала
необходимо проводить с соблюдением следующего условия: величина
выбранного интервала должна кратно (не менее чем в 5-6 раз)
превышать максимально возможную подачу инструмента на забой (при
отсутствии автомата подачи). Рекомендуемые интервалы проходки в
зависимости от условий бурения: при имех > 15 м/ч-1 м, при имех <
<15 м/ч-0,5, при наличии автомата подачи-0,2 м.
Мощность литологических разностей, которые можно выделить на
основе механического каротажа, кратно (не менее чем в 2 раза)
превышает выбранной интервал проходки, т. е. при интервале проходки
1 м минимальная мощность выделяемых литологических разностей
составляет 2 м, при интервале проходки 0,5 м-1 м, при интервале
проходки 0,2 м-0,4 м.
Наименьшими значениями Кб отличаются монолитные кварциты
и полиминеральные магматические породы. Из осадочных пород самой
высокой сопротивляемостью разрушению долотом в процессе бурения
характеризуются известняки, прочность которых повышается с увеличе-
нием степени кристаллизации и окремнелости. Доломитизация и выще-
лачивание известняков, приводящие к появлению вторичной пористости,
а также глинизации резко снижают их прочностные свойства.
Буримость песчано-алевритовых пород зависит от степени цемента-
ции песчаного материала и его минерального состава. Наибольшую
прочность имеют кварцевые песчаники с кремнистым цементом.
40
Алевролиты и аргиллиты чаще характеризуются более низкими значе-
ниями прочности, чем песчаники. Глины и пески отличаются высокими
значениями К6. При бурении глубоких скважин роторным способом для
исключения влияния на данные механического каротажа изменений
параметров бурения (нагрузки на долото, частоты вращения ротора,
диаметра долота и др.) необходимо • рассчитывать нормализованную
механическую скорость проходки. Наиболее эффективным и достаточно
несложным способом нормализации механической скорости при этом
является метод сигма-каротажа, широко применяющийся для выделения
зон АВПД в jiponecce бурения. Для выделения коллекторов разработан
способ детального сигма-каротажа (ДСК). При этом спсобе произво-
дится обработка следующих данных: нагрузки на долото, частоты,
вращения ротора, диаметра долота, механической скорости бурения,
плотности бурового раствора и глубины скважины. Для построения
кривой ДСК через 0,2, 0,5 и 1 м^проходки рассчитывается значение
параметра прочности горной породы?
. Параметр учитывающий влияние параметров режима бурения,
определяется по формуле
х/°г =
25,4 Ж°’5«0’25
Пд ГмД5
+.0,028(7 — 10"3Л),
(Н)
где РГ-средняя нагрузка на долото, Н; «-средняя частота вращения
ротора, мин-1; Рд-диаметр долота, .мм; гмех-средняя механическая
скорость проходки, м/ч; Н-^ глубина скважины, м.
Параметр F учитывает влияние на процесс разрушения горной
породы дифференциального давления на забой скважины и определяется
по формуле
F_. 1-У1+«2[0,1Я(р-Пн)]2 ,121
F-1 +-------»-о,1//(р-л.)-----• (12)
где р-плотность бурового раствора, г/см3; т|н- градиент нормального
гидростатического давления, 10-4 Па/м; п-функция времени, -требуе-
мого для выравнивания дифференциального давления.
Функция времени п рассчитывается следующим образом:
если
1
640
если
Для учета износа долота числитель формулы необходимо было бы
умножить на коэффициент текущего износа Кизя, равный отношению
площади зубьев долота, находящихся в контакте с породой в начале
41
долбления, SK, к площади зубьев, находящихся в контакте с породой
в процессе долбления, 5K(z). Но так как площадь SK(t) очень трудно
определить, кривую у/а строят в процессе бурения для каждого долбле-
ния без учета Кизн. После окончания долбления прбизводится поправка
на износ графическим способом. Для этого строятся усредненная кривая
А, характеризующая износ вооружения долота во времени с учетом
поправок ДА19 ДЛ2, ДАп, величины которых соответствуют степени
износа в данный момент времени, исправленный график изменения
л/с с глубиной и по скорректированным значениям у/о рассчитывается
показатель пористости /сп<б. Для его расчета используются эмпирические
формулы, выведенные для данного района исследований на основе
обработки статистического материала.
Интерпретация данных механического каротажа осуществляется сле-
дующим образом.
1. При методе ДСК через 0,2, 0,5 или 1 м проходки рассчитываются
значения у/и и /сп.б и в масштабе, принятом на сводой диаграмме
геологических исследований, строятся кривые изменения у/а и /сп.б. глу-
биной. Если значения рассчитывались без учета Хизн то строится только
кривая у/а, после долбления производится ее корректировка графиче-
ским путем, затем определяются значения Хизни строится график изме-
нения кп,у.
При использовании ненормализованной механической скорости бу-
рения определяется ее средняя величина через 0,2’ 0,5 или 1 м и строится
график изменения умех.н с глубиной. Так как механическая скорость
бурения в большой степени зависит от технологических факторов,
необходимо значения vMex.H, совпавшие по знаку и по времени с измене-
нием параметров бурения (нагрузки на долото, расхода бурового раст-
вора, частоты вращения долота), исключить из рассмотрения.
Через каждый метр проходки рассчитывается условный коэффициент
буримости К& = vn/vn-19 где y„-i-средняя механическая скорость
бурения соответственно текущего и предыдущего метра проходки, м/ч.
2. Выделяются аномальные участки на кривых у/с или умех.н- Ано-
мальными считаются участки интервала, в которых Д^/о > 0,2 (Д/сп б >
>0,02) или К6> 1,5.
Резкое (более чем в 3 раза) увеличение KQ характерно для проходки
карстовых и сильнокавернозных карбонатных пластов. В некоторых
случаях могут наблюдаться даже провалы бурильного инструмента.
Более чем в 2 раза возрастает механическая скорость в интервалах,
образованных гидрохимическими осадками (за исключением ангидри-
тов), гипсом, каменной солью, глинами с аномально высокими поровы-
ми давлениями и пластами-коллекторами. При резком увеличении KQ
(более чем в 2 раза) и поглощении бурового раствора или притоке
пластового флюида бурение останавливается и проводится циркуляция
до выхода забойных порций бурового раствора и шлама. После опера-
тивного анализа бурового раствора и проб шлама выясняется причина
аномалии и определяются дальнейшие действия по проводке скважины.
42
После геофизических исследований и интерпретации полученных
результатов производится окончательная привязка данных механическо-
го каротажа к разрезу.
Ограничения в применении рассматриваемого способа определения
момента вскрытия пласта связаны, главным образом, с технологией
бурения скважины. Резкие изменения параметров режима бурения,
частые спуско-подъемные операции при малых интервалах долбления
(2-3 м), применение разных типоразмеров долот, бурение со значитель-
ным превышением гидростатического давления над пластовым - основ-
ные факторы, снижающие информативность механического каротажа.
Из изложенного следует, что гмех(0 зависит не только от свойств
проходимых долотом горных пород, но и от множества других факто-
ров, связанных с самим режимом бурения. Учет их и переход через гмех(0
на определение момента вскрытия перспективного пласта представляет-
ся поэтому довольно сложным делом. Более простым путем решения
этого вопроса является использование относительного параметра vr/yK,
где vr- механическая скорость проходки в глинах-покрышках, перекры-
вающих коллектор; vK-механическая скорость проходки в коллекторе.
Трудно представить, что момент пересечения граничной зоны по-
крышка-коллектор совпадет с изменением всех параметров режима
бурения. Поэтому кратковременное поведение vMex (в указанных услови-
ях) должно обусловливаться в основном различиями физико-механиче-
ских свойств глин (покрышек) и коллекторов. Установлено, что при этих
условиях, как правило, происходит относительное уменьшение скорости
проходки, т. е. vr/vK > 1. Характер распределения величин отношения
vT/vK на участке покрь1шка-коллектор по разрезу Саратовского По-
волжья (рис. 14) свидетельствует о справедливости изложенного.
Второй способ определения момента вскрытия проницаемого кол-
лектора заключается в изучении динамики расхода промывочной жидко-
сти (ПЖ) в процессе бурения. Физическая сущность метода состоит
в том, что при вскрытии проницаемого пласта ввиду разности забойного
и пластового давлений происходит фильтрация бурового раствора
в пласт или поступление в скважину пластового флюида, вследствие чего
изменяется объем циркулирующего бурового раствора и расход его на
выходе из скважины.
При разбуривании непроницаемых пород фильтрации бурового раст-
вора в пласт не наблюдается. При вскрытии проницаемого пласта, если
забойное давление больше пластового, происходит опережающая
фильтрация под долото и радиальная фильтрация во время и после
образования глинистой корки и-зоны кольматации.
При опережающей фильтрации количество проникающего фильтрата
определяется главным образом водоотдачей бурового раствора, прони-
цаемостью пласта и величиной дифференциального давления. Экспери-
ментальные исследования показали, что скорость фильтрации гф в дина-
мическом и статическом режимах различны.
При статическом режиме гф монотонно затухает по мере нарастания
глинистой корки. Глубина проникновения глинистых частиц в пласт
песчаника, например, .изменяется от нескольких миллиметров до
20-25 мм при среднем размере зерен песка 0,5-0,8 мм. Удаление гли-
нистой корки сопровождается резким увеличением гф, в связи с чем
в процессе бурения, когда происходит постоянное удаление корки
вращающимся долотом, скорость фильтрации очень высока и кратно
превышает гф при отсутствии бурения. Скорость опережающей фильтра-
ции, как ужб указывалось выше, зависит от проницаемости пласта. При
скорости бурения 0,84-2,4 м/ч при проходке проницаемых пород она
намного больше умех, при разбуривании низкопроницаемых пород-
близка гмех. С течением времени скорость фильтрации уменьшается. При
опережающей фильтрации высокая ее скорость наблюдается в процессе
бурения, с прекращением бурения она резко снижается вследствие
глинизации поровых каналов и трещин. Глубина внедрения фильтрата
зависит от многих факторов: величины дифференциального давления,
проницаемости, степени раскрытости трещин и размеров поровйх кана-
лов, пористости и т.д. ,
Радиальная фильтрация происходит в момент вскрытия коллектора,
а также после его вскрытия во время формирования .зоны проникнове-
ния, зоны кольматации и глинистой корки. Процесс формирования
глинистой корки зависит в основном от типа коллектора. В гранулярных
коллекторах он заканчивается через 5-10 мин после вскрытия коллекто-
ра. В трещинных и трещинно-кавернозных коллекторах этот процесс
более длительный. Иногда могут наблюдаться даже постоянные погло-
щения бурового раствора. Особенности характера фильтрации при
вскрытии коллекторов различного типа должны учитываться как при
проведении измерений, так и при интерпретации получаемой информа-
ции.
Расходометрия производится следующими способами:
путем измерения и сравнения количества бурового раствора, нагне-
таемого в скважину QBX и выходящего из скважины QBblx;
путем измерения уровня или объема бурового раствора в приемных
емкостях;
комплексированием обоих указанных выше способов.
При первом способе в процессе бурения непрерывно регистрируется
расход бурового раствора на входе и выходе из скважины с помощью
44
расходомеров и определяется дифференциальный расход по формуле
А2 = 2вЫх = евх.
Дифференциальный расход характеризует дебит притока пластового
флюида в скважину (при QBbIX > QBX) или поглощения промывочной
жидкости (при 0ВЫХ < QBX). При бурении в интервале непроницаемых
пород QBX и 2ВЫХ будут равны и AQ = 0. При вскрытии коллектора
с пластовым давлением меньше забойного происходит фильтрация
бурового раствора в пласт, вследствие чего QBbrx < QBX. По мере увеличе-
ния мощности вскрываемого коллектора дебит поглощения будет воз-
растать и достигнет максимума при вскрытии подошвы пласта, после
чего начнет уменьшаться вследствие образования на стенках скважины
глинистой корки. При вскрытий коллектора, пластовое давление кото-
рого больше забойного, из коллектора будет поступать пластовая
жидкость, поэтому QBbIX > QBX. По мере увеличения мощности вскрывае-
мого коллектора дебит притока будет возрастать и достигнет максиму-
ма в момент вскрытия подошвы пласта, после чего будет оставаться
постоянным до тех лор, пока величина депрессии не изменится.
Выделение проницаемых пластов по дифференциальному расходу
требует применения высокочувствительных и высокоточных датчиков.
Так, если интенсивность поглощения составляет 3 м3/ч, что соответ-
ствует 0,8 л/с при расходе бурового раствора 30 л/с, то датчик должен
обладать погрешностью измерения расхода не более 2,7%. Учитывая,
что проблема измерения расхода бурового раствора на выходе из
скважины полностью не решена, на практике обычно проводят дополни-
тельно измерения уровня или объема бурового раствора в приемных
емкостях.
При втором способе с помощью датчиков уровня непрерывно ре-
гистрируется уровень или объем промывочной жидкости в приемных
емкостях. О наличии поглощения или притока судят по изменению
уровня или объема промывочной жидкости. При разбуривании непро-
ницаемых пород, если не происходит долива или слива бурового
раствора, объем его в приемных емкостях будет изменяться незначи-
тельно. Возможны небольшие потери раствора в скважине за счет
проникновения его фильтрата через глинистую корку и стенку скважины.
Эта величина зависит от водоотдачи раствора и почти не меняется за
время бурения интервала с одинаковыми геологическими характеристи-
ками. При очистке бурового раствора от выбуренной породы учитыва-
ется скорость увеличения объема скважины (фоновые изменения объема
промывочной жидкости в "приемных емкостях):
АТр.ф = [(SCKB - SH)»мех + А0ПОТ] kt, (13)
где АР'.ф-фоновое изменение объема раствора, м3; SCXB-поперечное
сечение забоя скважины, м2; 5Н-площадь поперечного сечения стенок
бурильных труб, м2; гмех - механическая скорость бурения, м/ч; AQnOT-
удельные суммарные потери раствора в очистных устройствах и за счет
фильтрации, м2/ч; AZ-интервал наблюдения, ч.
45
Показатели, определяющие величину фонового уменьшения объема
раствора в течение одного долбления, меняются во времени, поэтому
для обнаружения зон поглощения или притока пластового флюида
в скважину необходимо, чтобы интенсивность поглощения или притока
Абии была больше суммы величин фоновых потерь раствора и погреш-
ности. измерителя объема.
AQHH = (Кр2 - Ир-J/Ar - А7р.ф/Аг, ' (14)
где 7р2, Vpi~ объемы раствора в емкостях на моменты вемени со-
ответственно t2 и м3. .
Вскрытие проницаемых пластов регистрируется на кривой объема
раствора в емкостях аномалий, начало которой соответствует кровле,
а максимальное значение А0ИН-подошве пласта.
При комплексировании обоих описанных выше способов проводятся
измерение и непрерывная регистрация расхода или потока на выходе из
скважины и объема (уровня) бурового раствора в приемных емкостях.
Зоны поглощения промывочной жидкости или притока пластового
флюида выделяются изменению QBbIX и Кр. При поглощении промывоч-
ной жидкости будет наблюдаться уменьшение 0ВЫХ и Кр, а при поступле-
нии в скважину пластового флюида-их увеличение. Интенсивность
поглощения или притока будет характеризоваться величиной аномалии
на кривых 0ВЫХ и Ур.
Интерпретация данных расходометрии состоит из следующих эта-
пов: выделение аномалий, определение их природы, расчет интенсивно-
сти поглощения раствора или проявления флюида, оценка коллектор-
ских свойств пласта.
Выделение аномалий при измерении дифференциального расхода
производится по кривым изменения расхода бурового раствора на входе
и выходе из скважины, или дифференциального расхода, а при измере-
нии уровня (объема) раствора в приемных емкостях—по кривым
изменения уровня (объема).
При выделении аномалий необходимо учитывать причину их возник-
новения, т.е. природу аномалии. Аномалии,' выделяемые при расходо-
метрии, можно подразделить на следующие: аномалии поглощения,
аномалии притока, газовые аномалии и аномалии наращивания и спус-
ко-подъемных операций (СПО), Аномалии поглощения и притока появ-
ляются сразу же после вскрытия проницаемого пласта при неравенстве
забойного и пластового давлений. Начало аномалии соответствует
моменту вскрытия кровли проницаемого пласта. При поглощении мак-
симум аномалии на кривой gBbIX соответствует моменту вскрытия
подошвы пласта. При притоке пластового флюида максимальное уста-
новившееся значение приращения расхода бурового раствора соответ-
ствует моменту вскрытия подошвы коллектора. Характер поведения
кривых £вых при поглощении и проявлении различен. На кривых измене-
ния объема раствора в приемной емкости Кр начало аномалии соответ-
ствует моменту вскрытия кровли пласта, а подошву пласта выделить
46
практически невозможно, так как поглощение или проявление продол-
жается и после вскрытия проницаемого интервала.
Газовые аномалии обычно связаны с увеличением газосодержания
бурового раствора вследствие вскрытия или послевлияния ранее вскры-
того нефтегазосодержащего пласта, свабированием скважины при
подъеме бурильного инструмента и с другими причинами, приводящими
к изменению gBbrx, AQ и Ур или только QBbIX и AQ.
При вскрытии коллектора интенсивность поступления газа в буровой
раствор будет зависеть в основном от разности забойного и пластового
давлений. При их равенстве аномалии притока и поглощений на кривых
AQ, бвых и Ур при вскрытии коллектора наблюдаться не будет, но часть
газа из выбуренной породы перейдет в буровой раствор. Объем посту-
павшего в раствор газа с приближением к устью скважины вследствие
резкого падения давления будет расти, что приведет к увеличению
расхода, т. е. на кривой дифференциального расхода AQ будет наблю-
даться аномалия, причем момент регистрации начала аномалии будет
отставать от момента вскрытия кровли коллектора на величину времени
отставания t0T, равную продолжительности подъема бурового раствора
от забоя до устья скважины.
При вскрытии коллектора с превышением гидростатического давле-
ния над пластовым на кривой AQ наблюдается аномалия поглощения.
Через промежуток времени, равный /от, могут наблюдаться увеличение
газонасыщенности бурового раствора вследствие поступления части газа
из выбуренной породы и незначительное увеличение его расхода на
выходе. На кривой изменения объема или уровня раствора в приемной
емкости аномалии от увеличения газонасыщенности обычно не наблю-
дается. Если при вскрытии коллектора пластовое давление превышает
гидростатическое, то в момент вскрытия кровли пласта пластовый
флюид будет поступать в буровой раствор, что незамедлительно отра-
зится на характере кривых QBbIX, AQ и Vp, По мере вскрытия пласта будет
наблюдаться увеличение AQ и Vp. По истечении времени tOT газонасы-
щенность бурового раствора возрастет, что приведет к дополнительно-
му увеличению AQ, который достигнет максимума в момент вскрытия
подошвы коллектора, т. е. произойдет наложение аномалии притока
и газовой аномалии. Аномалии наращивания и СПО бывают обусловле-
ны поступлением бурового раствора в желобную систему из скважины
вследствие резкого подъема бурильного инструмента или спуска при
полностью заполненной раствором скважине, а также попаданием воз-
духа в квадратную штангу при наращивании. Аномалии данного типа,
вызванные движением бурильного инструмента, регистрируются в мо-
мент его подъема или спуска на кривой 0ВЫХ, а через несколько
минут - на кривой Ир. Длительность отставания по времени аномалии на
кривой Ер зависит от протяженности желобной системы. Аномалии,
связанные с попаданием воздуха в квадратную штангу при наращивании
инструмента, регистрируются на кривой по истечении времени полного
цикла циркуляции; устье скважины-забой-устье, т. е. в момент появле-
ния на устье скважины аэрированной порции бурового раствора.
47
Для уверенной идентификации природы аномалий интерпретацию
кривых 2ВЫХ и Vp необходимо проводить в комплексе с данными
механического и газового каротажа. Так, появление аномалий поглоще-
ния или притока, совпадающее по времени с увеличением механической
скорости проходки, и последующее увеличение газонасыщенности ука-
зывают на вскрытие пласта-коллектора. Появление аномалии, вызван-
ной выходом аэрированной порции бурового раствора, легко опреде-
лить в сочетании с данными суммарной газонасыщенности Гсум и т.д.
Интенсивность поглощения раствора или проявления флюида дфл
рассчитывается для аномалий поглощения и проявления по изменению
во времени дифференциального расхода или объема бурового раствора
в приемных емкостях и представляет собой скорость поглощения буро-
вого раствора или проявления пластового флюида. Интервал времени
наблюдения Az может быть различным (от 5-10 мин до 1 ч) и зависит от
ряда факторов: мощности пласта, интенсивности поглощения или про-
явления, задач исследований и т. д. По результатам расчета дфл строится
график изменения интенсивности поглощения или проявления в функции
времени и с указанием меток глубин. На сводной геологической диа-
грамме в масштабе 1: 500 или 1:200 строятся кривые изменения AQ и Vp
или gBbIX и Vp глубиной.
По длительности и интенсивности поглощения, учитывая литологи-
ческие особенности изучаемого разреза, можно судить о типе вскрывае-
мого коллектора и приближенно оценивать его проницаемость. Для
карбонатных коллекторов обычно характерны аномалии поглощения,
характеризующиеся большими амплитудой и длительностью. После
прохождения гранулярных коллекторов наблюдается быстрое уменьше-
ние вследствие глинизации поровых каналов. По амплитуде анома-
лии поглощения можно приближенно оценить проницаемость коллек-
тора по формуле
„ 103<7флтахц1п(Я/гс) . .
^-пр 1 П 7 / \ ’
1,2лЛ0?3 -/?пл)
где <7флтах-максимальная интенсивность поглощения, м3/ч; ц-динами-
ческая вязкость фильтрата бурового раствора, Па-с; А-расстояние от
ствола скважины до точек коллектора, в которых при поглощении его
давление остается постоянным, см; гс-радиус скважины, см; //-мощ-
ность коллектора, см; р>-забойное давление, МПа; рпл-пластовое дав-
ление, МПа.
Расчет интенсивности поглощения раствора и проницаемости кол-
лектора предпочтительнее производить путем контроля за изменением
объема бурового раствора в одной приемной емкости, которая отделя-
ется от других емкостей на период контроля.
Ограничения в применении способа определения момента вскрытия
пласта по данным расходометрии связаны с отсутствием высокоточных
датчиков для измерения расхода бурового раствора на выходе из
скважины и сложностью учета потерь раствора в циркуляционной
48
системе на поверхности (утечки в желобной системе, потери на вибро-
сите и т. д.).
Наиболее реальным для практического использования в настоящее
время является метод изучения отношений механических скоростей на
границах покрышка-коллектор. Остальные методы из-за сложности
зависимостей между параметрами, несовершенства их измерения не
всегда обеспечивают эффективное решение поставленных задач.
Определив момент вскрытия пласта, далее (как следует из рис. 1)
осуществляют подборку в него на глубине 0,4-0,5 м (проходка так
называемого контрольного интервала), затем бурение останавливают
и проводят техническую промывку. В результате выполнения рассмат-
риваемого технологического этапа решается вопрос о целесообразности
и своевременности отбора керна, а также собирается информация для
предварительной оценки характера насыщения пласта.
Во время технической промывки делается расчет модели выделения
перспективного объекта, на основании которого затем планируется
технология дальнейших работ.
Сущность расчета сводится к следующему. До вскрытия пласта
определяется фактическое колебание фоновой газонасыщенности про-
мывочной жидкости, выраженное в см3/л и процентах в газовоздушной
смеси - соответственно 2фон и Сфон. Затем рассчитывается теоретическая
газонасыщенность бурового раствора (в интервале пласта) в см3/л
и процентах в газовоздушной смеси-соответственно QT и Ст, исходя из
предположения, что газообогащение его происходит за счет части газа,
оставшегося в порах пород после инфильтрации. В случае газового
характера аномалии расчет 2Т ведется по формуле
ет = v^b/Rt,
где Ип-объем выбуренной породы, см3; кп-пластовое давление, МПа;
р- коэффициент пористости; А-расход промывочной жидкости на вы-
ходе, л/мин; t- время бурения 1 м мин; Ь- остаточная газонасыщенность
породы, зависящая в основном от пористости (в плохих коллекторах
'е кп = 5 — 10% b ~ 1 + 0,9, в средних-с кп = 10 -=- 15% b = 0,5, в хоро-
ших-с кп ~ 15 — 20% b = 0,1).
В случае нефтяного состава аномалии
где W- нижний предел значений газового фактора, характерный для
данного района, м3/м3.
Теоретическая газонасыщенность в процентах в газовоздушной смеси
находится по соотношению
CT = MQTka/v,
где М количество дегазируемого в 1 мин, л бурового раствора; кд - сте-
пень дегазации; г-объемная скорость поступления газовоздушной смеси
на анализ, см3/мин.
Далее анализируется соотношение Ст/Сфон и 2т/2фоН- Считается, что
49
при отношении Ст/Сфон < 1,5 — 2 и <2т/<2фон < 1,5-2 перспективный пласт
не будет отражен в данных газового каротажа, т.е. теоретически не
может быть уверенно выделен (при отсутствии фильтрационного по-
ступления газа). При обратном соотношении возможно уверенное вы-
деление перспективного пласта.
Модель вскрытия перспективного пласта определяет практическую
технологию его выделения. При этом возможны следующие основные
случаи.
Пласт теоретически не выделяется (рис. 1). При указанном
прогнозе мобилизуются все средства геолого-геохимических исследо-
ваний. Осуществляется отбор проб раствора, шлама с последующей их
дегазацией. В период технической промывки к моменту выхода забойной
порции оператор-геолог находится на желобе, следит за появлением
первой порции шлама из перспективного коллектора. После появления
этих порций производится отбор одной-двух проб раствора и шлама (с
5-минутным накоплением). После дегазации и анализа измеряются
фактические значения газонасыщенности раствора и шлама дф.ш. При
этом возможны различные варианты:
1) Сф т’ах < 2фон, относительный состав газа по первым двум компо-
нентам не изменяется, т.е. пласт не отбивается и фактические данные
находятся в соответствии с теоретическими выводами. В этом случае
оперативная рекомендация на испытание объекта не выдается. В течение
трех суток проводятся ГИС, а также дополнительные исследования проб
шлама на содержание сорбированных газов;
2) Сфтах > бфон; Сфтах > Сфон. В этом варианте У В поступают в сква-
жину вследствие фильтрации. Последнее позволяет оценить характер
поступающего флюида, а также сделать вывод о наличии аномальности
порового или пластового давления, превышающего величину противо-
давления столба бурового раствора. Для уточнения характера насыще-
ния определяется минерализация (чаще всего по электрическому сопро-
тивлению) проб раствора, отобранных в период технической промыв-
ки-/^ и в участках выхода забойной пачки с аномальным газосодержа-
нием-7?3, одновременно фиксируется поведение параметров фильтра-
ционного каротажа (наличие притока -Qn +; отсутствие притока -Qn —).
В итоге формулируется ряд комплексов критериев:
1) Сф > QT; R3 > Аф; (Qn + )- поступление воды с растворенным газом;
2) Сф > 2Т; R3 < Аф; (Qn + )- поступление нефти с газом;
3) Сф = QT; R3 < Аф; (Qn —) (притока нет или он незначительный) -
поступление углеводородного газа.
Рекомендации при комплексе критериев: 1-продолжение бурения;
при комплексах критериев 2, 3 подъем инструмента и бурение с отбо-
ром керна.
Пласт теоретически выделяется. Возможны два случая.
1) по расчетным данным пласт не выделяется. Рекомендуется про-
должение бурения с роследующим проведением ГИС. Пробы шлама
отправляются на дополнительные исследования в стационарную лабо-
раторию;
50
2) пласт выделяется по аномальному повышению газосодержания
раствора, шлама и изменению относительного состава газа. В этом
варианте вопрос о технологии дальнейших иследований выделения
пласта определяется характером его насыщения по данным исследова-
ния промывочной жидкости, шлама, керна.
Оценка характера насыщения по раствору проводится путем коли-
чественной интерпретации газометрии, в основе которой лежит понятие
остаточной газо- и нефтенасыщенности пород. Характер насыщения по
шламу определяется по его удельной газонасыщенности (% объема пор).
При положительной оценке нефтегазоносности по данным исследо-
ванйя ПЖ, шлама и керна дается рекомендация на проведение ГИС
и испытание объекта.
Таким образом, одним из основных звеньев описываемой технологии
работ на скважине является определение границ применимости газового
каротажа для уверенного выделения нефтегазонасыщенных объектов
исходя из постоянного сравнения фактических значений газонасыщенно-
сти раствора с рассчитанными по теоретической модели вскрытия
пласта.
Как видно из рис. 1, в случае невозможности при данных условиях
уверенного выделения пластов по данным газового каротажа техноло-
гия работ предусматривает обязательное дополнительное исследование
образцов шлама в стационаре на содержание сорбированных газов. Это
позволяет получить информацию о характере насыщения даже в случае
неоднозначной характеристики по раствору.
§ 4. Оценка характера насыщения перспективных участков
разреза
В настоящее время при газокаротажных исследованиях скважин иногда
производится определение фактической газонасыщенности бурового
раствора и углеводородного состава газа анализируемых газовоздуш-
ных смесей. В некоторых районах пока ограничиваются измерением
только относительного газосодержания бурового раствора с помощью
желобных дегазаторов различных типов. В связи с этим в настоящей
работе излагаются три метода интерпретации для оценки характера
насыщения коллекторов данных глубокой и частичной дегазации про-
мывочной жидкости, а также исследования проб шлама.
1. Интерпретация i азокаротажных диаграмм по материалам глубокой
(термовакуумной) дегазации и раздельного анализа газа. Определение
остаточной нефтегазонасыщенности горных пород и отличие водонос-
ных коллекторов от продуктивных. Как следует из изложенного, реше-
ние основной задачи газового каротажа - выделение продуктивных и во-
доносных горизонтов - может быть достигнуто путем определения оста-
точной нефтегазонасыщенности проходимых долотом горных пород.
Остаточную нефтегазонасыщенность разбуриваемых коллекторов
можно выразить через параметры, определяемые с помощью газового
51
каротажа. Количество газа 2ф, приходящегося на 1 л глинистого раст-
вора при проходке того или иного горизонта, должно быть равно
еФ = м^/ено, (16)
где т-количество газа в пласте, см3, приходящееся на единицу объема
выбуренной породы; QH — производительность буровых насосов, л/мин;
/-время бурения 1 м породы, мин; к -поправочный коэффициент на
сжатие газов при изменении температуры и давления.
Из приведенной формулы следует, что
« = (17)
Произведение, стоящее в числителе, выражает общее количество
газа, выделившееся из единицы объема выбуренной породы за опреде-
ленный интервал проходки (1 м). С помощью коэффициента замеренный
на поверхности объем газа приводится к пластовым условиям, т. е.
температуре и давлению в пласте. Отношение приведенного объема газа
Ипр к объему выбуренной породы У дает представление о газонасыщен-
ности коллектора, %
У=100Ипр/К * (18)
Приведение замеренного на поверхности объема газа к пластовым
условиям производится с помощью основного уравнения состояния
идеального газа (уравнение Клапейрона)
рУ = MR'T. (19)
Уравнение состояния газа в молярной форме имеет вид
рУ = NR'T. (20)
Реальные газы не вполне подчиняются уравнению Клапейрона и тре-
буют, в частности, введения поправки на сжимаемость Z:
Z=vp/v, (21)
где У -объем 1 кг реального газа при данной температуре и давлении;
Ии-объем 1 кг идеального газа при тех же условиях.
Уравнение Клапейрона после введения поправки на сжимаемость
принимает следующий вид:
рУ= ZMR'T. (22)
Броуном получены экспериментальные зависимости величины коэф-
фициента сжимаемости от приведенных давлений и температур (рис. 15).
Под приведенными давлением и температурой понимаются отношения
величин рабочих абсолютных давления и температуры к средневзвешен-
ным критическим значениям давления и температуры для данного
состава газа (так называемые псевдокритические давления и темпера-
туры). Псевдокритические давления и температура могут быть опреде-
лены по графику на рис. 16.
52
Рис. 15. Кривые для определе-
ния величины коэффициента
сжимаемости методом Броуна.»
Шифр кривых значения приведенной 1ем-
nepaiypbi
Рис. 16. Зависимость псевдокритичес-
ких давления и температуры от плот-
ности газа
Используя основное уравнение состояния идеального газа (19) и вно-
ся поправку на сжимаемость Z, объем замеренного на поверхности газа
приводят к пластовым условиям.
Для пояснения сказанного приведем пример. При газовом каротаже
скважины из глинистого раствора при проходке 1 м разреза был выделен
1 м3 углеводородного газа плотностью (относительной ) 0,6. Давление
в пласте, из которого поступал газ, равно 9,8 МПа, температура 30 °C
(303 К). Чтобы определить какой объем займет в указанных пластовых
условиях выделенный из бурового раствора на поверхности газ, вос-
пользуемся развернутой формулой уравнения идеального газа
Т 1
V — V 7________
пр 0 273р-10’
(23)
53
где 7пр-объем газа при заданных условиях; Ио-объем газа при стан-
дартных условиях (атмосферном далении и температуре 20 °C); Z-ко-
эффициент сжимаемости газа; р-заданное давление; Т заданная абсо-
лютная температура.
В приведенной формуле неизвестной величиной является только
коэффициент сжимаемости газа. По графикам на рис. 16 определяем,
что при плотности газа 0,6 псевдокритическое давление равно 4,6 МПа,
а псевдокритическая температура 200 °C. Отсюда приведенные темпера-
тура и давление соответственно равны:
Тпр = 303/200 = 1,51; рпр = 9,8/4,6 = 2,13 .
На рис. 15 точке р = 2,13 на кривой Тпр =1,51 соответствует орди-
ната 0,82, т. е. Z = 0,82. По формуле (23) находим Ипр = 1 • 0,82 х
303 1 „ ч
х 9 8 ю = 0,009 м , т. е замеренный на поверхности 1 м газа в
пластовых условиях займет объем 0,009 м3, или 9000 см3.
При газовом каротаже всегда известно, из какого объема выбуренной
породы выделилось то или иное количество газа на поверхности1}.
Поэтому, вычислив отношение приведенного к пластовым условиям
объема газа к объему выбуренной породы, можно судить о газонасы-
щенности горных пород. Остаточная газонасыщенность пород Nr выра-
жается через параметры, определяемые с помощью газового каротажа:
Nr = 400ИпрМ>дЯ, . (24)
где Ипр-объем газа, приведенного к пластовым условиям, см3; D*-диа-
метр долота, которым разбуривали пласт, см; //-высота выбуренного
интервала, см.
Подставляя в формулу (24) Ипр, получим
N = 1,46KOZT
г тШ3Яр10’
(25)
Для определения остаточной нефтегазонасыщенности горных пород
необходимо учитывать объем, занятый в породе нефтью. Количество
нефти в пласте находят через объем газа Ио, замеренный на поверхности
(за интервал проходки), отнесенный к величине газового фактора
(рис. 17) свойственного тому или иному месторождению.
Приведем пример определения объема нефти по замеренной на
поверхности величине Ко. Допустим, что при проведении газового
каротажа из бурового раствора за 1 м проходки на поверхности было
выделено 0,2 м3 газа. Состав газа указывал на нсфтенасыщенность
проходимого горизонта. Известно, что газовый фактор нефтяных мес-
торождений, приуроченных к изучаемым отложениям, составляет
80 м3/м3. Если из 1 м3 нефти на поверхности выделяются 80 м3 газа, то
1 Количество газа определяется через фактическую газонасыщенность про-
мывочной жидкости за интервал проходки.
54
Рис. 17. Зависимость величины
газового фактора G от давления
насыщения рнас
Рис. 18. Зависимость кажущейся
плотности газа в жидкой фазе от
плотности газа и нефти.
Шифр кривых плотность неф!И
0,2 м3 газа, замеренного при газовом каротаже, должно соответственно
выделиться из 0,2/80 = 0,0025 м3 нефти.
Остаточная нефтегазонасыщенность определяется объемом нефти,
приведенным к пластовым условиям. Для этого необходимо знать
объемный коэффициент нефти Ь. Этот коэффициент рассчитывают по
данным плотности нефти и газа на поверхности и величине газового
фактора/
Приведем пример расчета (М.Ф. Мирчинк, М. И. Максимов, 1956 г.)
объема нефти в пластовых условиях, исходя из следующих данных:
газовый фактор 118 м3/м3, плотность газа 1,031, плотность нефти 0,86,
пластовое давление 12,7 МПа, пластовая температура 42 °C. По графику
на рис. 18 находим, что газ плотностью 1,031 при растворении в нефти
плотностью 0,86 будет иметь кажущуюся плотность в жидкой фазе,
равную 0,485 кг/л. Масса газа, растворенного в 1 м3 нефти, будет рав-
55
Рис. 19. График для определе-
ния поправки на сжимаемость
нефти.
Шифр кривых давление. МПа
0,6 0,65 0,7 0,75 0,8 0,85 09
Плотность Heqjmu при 15 ° G
Рис. 20. График для определения поправки на
тепловое расширение нефти.
Шифр кривых температура, °C
Объем газа в жидкой фазе составит
на 118-1,031-1,22* = 148 кг.
148/0,485 = 305 л. Общий объем нефти и газа будет равен 1000 305 =
= 1305 л, а их масса составит 860 4- 148 = 1008 кг. Тогда плотность
пластовой нефти будет 1008/1305 = 0,772.
В полученное значение плотности пластовой нефти необходимо
ввести поправки на сжимаемость и тепловое расширение нефти. По
графику на рис. 19 находим, что при давлении 12,7 МПа и плотности
пластовой нефти 0,772 поправка составляет 0,009, откуда плотность
нефти 0,772 4- 0,009 = 0,781. По графику на рис. 20 находим температур-
ную поправку при 42 °C и плотности нейти 0,781, равную 0,02. Следова-
тельно, окончательная плотность пластовой нефти будет 0,781-0,02 =
= 0,761, а объем 1008/0,761 = 1325 л. Отсюда коэффициент увеличения
объема нефти будет равен 1,325.
Таким образом, по замеренной на поверхности величине Го объем
нефти в пластовых условиях можно определить по формуле
J7=(r0/G)Z>,
где С-газовый фактор нефти; b -объемный коэффициент нефти.
При отнесении приведенного к пластовым условиям объема нефти
к объему выбуренной породы получим нефтегазонасыщенность
N
И °nD2GH
Используя описанную методику расчета нефтегазонасыщенности
проходимых долотом горных пород, приведем пример интерпретации
газокаротажных данных. Допустим, при проведении газового каротажа
(26)
(27)
* 1,22 - плотность воздуха при нормальных давлении и температуре.
56
в скважине за 1 м проходки с долотом Диаметром Рд = 247,7 мм из
промывочной жидкости был извлечен 1 м3 горючего газа (исключая
фон). Глубина газопроявления соответствовала 1000 м, состав газа
указывал на газонасыщенность проходимого горизонта.
Вспомогательные параметры: плотность газа 0,6; пластовое давление
на заданной глубине 9,8 МПа*; температура на глубине 1000 м (при
которой, следовательно, находился газ в пласте) 30 °C.
Величину остаточной газонасыщенности выбуренной породы опре-
делим по формуле (25).
По палетке Броуна (рис. 15) находим, что при заданных условиях
Z = 0,83 и, следовательно,
n _ 1,46 • 103 • 0,83 • 303 _2()
г” 3,14 -24,73 -100 -9,8 • 10 “ ’
(28)
т. е. 20% объема выбуренной породы занимает горючий газ.
Приведенный фактический материал и теоретические расчеты свиде-
тельствуют о принципиальной возможности определения по данным
газового каротажа остаточной нефтегазонасыщенности горных пород.
Определение типа углеводородных залежей. Основным критерием при
определении типа залежи может служить качественный состав анализи-
руемых при газовом каротаже газовоздушных смесей. Следует отме-
тить, что в момент проходки газонасыщенных пластов извлеченный из
глинистого раствора газ будет состоять преимущественно из метана,
при каротаже горизонтов, содержащих нефть, в составе газа должна
возрастать роль более тяжелых углеводородов.
С целью детального изучения этого вопроса было произведено
обобщение имеющихся данных по углеводородному составу газа многих
месторождений нефти и газа. Полученные результаты представлены
в приложении 2. Из приведенных данных следует, что как в нефтяных,
так и в газовых месторождениях компонентный состав газов характери-
зуется наличием всей гаммы углеводородных газов от метана до гексана
включительно. Количественное соотношение отдельных компонентов
различно и изменяется в зависимости от типа залежи.
На рис. 21 можно видеть, что несмотря на значительные различия
компонентного состава, кривые на графике располагаются раздельно
и не пересекаются друг с другом. Последнее может быть использовано
для определения по газокаротажным материалам качества газоотдаю-
щего источника.
По интерпретации газокаротажных диаграмм (в интервале перспек-
тивного участка) с них снимают значения содержания каждого углево-
дородного компонента в процентах и в виде точек* наносят на специаль-
ный бланк (РАГ). Точки соединяют линией, форма которой и отобража-
ет соотношение отдельных углеводородных газов. Бланк накладывают
* Давление приравнивается к гидростатическому для соответствующей глу-
бины.
57
Рис. 21. Палетка для раздельного
анализа газа.
Cociae газа: 1 неф i иных занежей при
Рпл/Рнас = 4’ 2 неф!яных залежей при рпл/рнас =
= 2; 3 нефтяных залежей при рпя/рмк = 1;
4 газовых залежей, генетически связанных с
нефтяными залежами; 5 поверхностных отло-
жений
затем на палетку РАГ и сопоставляют фактические кривые с эталонны-
ми. В зависимости от того, с какой эталонной кривой совпадут факти-
ческие кривые, судят о типе залежи, насыщающей коллектор.
Определение контакта газ-нефть. Наличие свободного газа в нефтя-
ном пласте до начала разработки месторождения определяется соотно-
шением содержаний жидких и газообразных углеводородов в залежи,
при котором пластовое давление оказывается недостаточным для пол-
ного растворения газа и в пласте устанавливается термодинамическое
равновесие, обуславливающее сосуществование двух фаз.
Состав газа в газовой шапке определяется закономерностями выде-
ления различных углеводородных компонентов из нефти в свободное
состояние, которые зависят от растворимости УВ в нефти при опреде-
ленных температуре и давлении. Зная эти зависимости, можно предста-
вить количественное соотношение различных углеводородных компо-
нентов в жидкой и газообразной фазах продуктивного пласта. Особен-
ности перехода различных углеводородных газов из жидкой (нефтяной)
фазы в свободную изучаются по данным анализов глубинных проб
нефти, отобранных непосредственно с забоя скважины, с сохранением
в ней пластового давления и растворенного газа.
На рис. 22 представлен график растворимости углеводородных газов
в нефти в зависимости от давления. При составлении графика исполь-
зовались результаты анализов нефти, состав газа которой типичен для
нефтяных месторождений в каменноугольных отложениях Саратовского
Поволжья. Состав газа, %: СН4 85, 11, С2Н6 5,79, С3Н8 4,75, С4Н10 2,78,
С5Н12 0,93, С6Н14 0,25, С7Н16 0,035. Газ этого состава при давлении
10,3 МПа полностью растворен в нефти, вследствие чего все кривые на
уровне ординаты 10,3 МПа сходятся в одной точке (рис. 22). Малейшее
снижение давления приводит к образованию газовой фазы, углеводо-
родный состав которой определяется растворимостью каждого углево-
58
Рис. 23. Кривые соотношения угле-
водородного состава газа в нефтя-
ной (7) и газовой (2) частях залежи
при снижении пластового давления
ниже давления насыщения
Рис. 22. Кривые относительной раствори-
мости газов в нефти при различных дав-
лениях
дородного компонента в нефти при данных температуре и давлении.
Так, при снижении давления на 1 МПа ниже давления насыщения
в нефти остаются в растворенном состоянии, %: СН4 93, С2Н6 97, С3Н8
97,5, С4Н10 98, С5Н12 99, С6Н14 99,5.
При дальнейшем снижении давления растворимость в нефти отдель-
ных компонентов постепенно снижается в соответствии с поведением
кривых растворимости, представленных на рис. 23.
В условиях нефтяных месторождений образование газовой фазы
(газовых шапок) происходит путем выделения газа из нефти при сниже-
нии пластового давления ниже давления насыщения. При этом каждый
углеводородный компонент выделяется в свободную фазу по описанной
выше закономерности. В соответствии с ней должно установиться
определенное соотношение между компонентными составами газа, раст-
воренного в нефти и выделившегося в газовую шапку. Как видно, на
рис. 23 кривая состава газа и нефтяной части залежи характеризуется
значительным увеличением доли тяжелых углеводородов по сравнению
с их долей в газовой фазе.
Соотношение между составами газа в газовой и нефтяной частях
залежи зависят от состава газа, растворенного в нефти, ее свойств,
а также от пластового давления и давления насыщения. Для различных
месторождений Саратовского и частично Волгоградского Поволжья
в зависимости от свойств нефти и состава газа соотношения содержаний
отдельных углеводородных компонентов в газах и нефтях могут коле-
59
баться в следующих пределах: С2Н6 1:2-1:5, С3Н8 1:7-1:10, С4Н10
1:7-1:10, С5Н12 1:4-1:6, С6Н14 1:2-1:3.
Это означает, что газообразная фаза месторождений должна содер-
жать по сравнению с жидкой (нефтяной) этана меньше в 2-6 раз,
пропана-в 7-10 раз, бутана в 7-10 раз, пентана-в 4-6 раз, гексана-в
2-3 раза. Следовательно, при газовом каротаже продуктивных горизон-
тов переход из газовой части пласта в нефтяную должен характеризо-
ваться резким скачком в содержании отдельных углеводородных компо-
нентов.
Используя приведенные данные, можно не только определять нали-
чие контакта газ-нефть, но и по составу газа в нефтяной части
месторождения составлять теоретические кривые характеристики его
в газовой шапке, и наоборот. Допустим, при газовом каротаже скважи-
ны был выделен газовый пласт, характеризующийся следующим компо-
нентным составом, % углеводородного газа: СН4 97, С2Нб 2,1, С3Н8 0,4,
С4Н10 0,3, С5Н12 0,18, С6Н14 0,02.
При наличии нефтяной оторочки в этом пласте средний компонент-
ный состав газа, растворенного в нефти, должен иметь следующий
состав, %: СН4 85,04, С2Н6 8,4, С3Н8 3,2, С4Н10 2,4, С5Н12 0,9, С6Н14
0,06.
Таким образом, по результатам изучения пласта в одной скважине
можно прогнозировать характеристики его в скважинах, расположенных
в других структурных условиях. Теоретическое предвидение ожидаемых
результатов исследования скважин имеет большое практическое значе-
ние, способствуя более правильной и уверенной интерпретации получае-
мых результатов.
2. Интерпретация газокаротажных материалов по данным частичной
дегазации промывочной жидкости. Данная методика интерпретации ис-
пользуется в тех случаях, когда в процессе газового каротажа скважин не
определяются фактическая газонасыщенность бурового раствора. Из
предыдущего изложения следует, что количество газа, извлекаемого из
бурового раствора и измеряемого газоанализатором газокаротажной
станции, в основном обусловлено:
1) остаточной нефтегазонасыщенностью разбуриваемых горных по-
род;
2) количеством газа, поступающего в единицах объема бурового
раствора, а следовательно: а) скоростью (продолжительностью) проход-
ки v: б) скоростью циркуляции бурового раствора или производитель-
ностью буровых насосов QH: в) объемом выбуренных пород V или
диаметром долота £)д.
Кроме указанных факторов на абсолютные величины газопоказаний
оказывают влияние физико-химические свойства бурового раствора
(особенно вязкость) и углеводородный состав поступающей на анализ
газовоздушной смеси. Если бы можно было учесть влияние на данные
газового каротажа режима бурения и углеводородного состава газовоз-
душной смеси, то величины газопоказаний зависели бы только от
остаточной нефтегазонасыщенности горных пород, определение которой
60
и является основной целью интерпретации газокаротажных диаграмм.
Для учета факторов режима бурения используется коэффициент
разбавления:
E=KQJvBD^, (29)
где К-коэффициент, равный 7,2- 103; QH производительность буровых
насосов, л/с; гп-скорость проходки, м/ч; Da диаметр долота, мм.
Как видно, величина Е является функцией параметров режима
бурения и определяется количеством бурового раствора, в котором
разбавляется единица объема выбуренной породы при различных значе-
ниях QH, гп, Рл. Совершенно ясно поэтому, что в зависимости от
разбавления при проходке пластов даже с одинаковой величиной оста-
точной нефтегазонасыщенности в единице объема глинистого раствора
будет содержаться различное количество газа. Указанная зависимость
устанавливается для каждого режима бурения путем обобщения факти-
ческого материала и затем используется при решении задач оценки
нефтегазонасыщенности разреза. Пример поиска и составления таких
зависимдстей представлен на рис. 24. В частности, для исследованных
площадей Саратовского Поволжья было установлено, что точки, соот-
ветствующие газоносным и нефтеносным пластам с газовым фактором
90-110 м3/м3, сгруппированы внутри (зона III). В пределах зоны II
расположены точки, отвечающие по данным опробования нефтяным
пластам с газовым фактором 30-60 м3/м3. Точки, фиксирующие водо-
носные пласты, смещаются в область низких концентраций и группи-
руются перед зоной II (в зоне /).
Следует обратить внимание на общее изменение концентрации горю-
чих газов в зависимости от изменения величины коэффициента разбав-
Рис. 24. Зависимость суммарной
концентрации углеводородных
газов С от коэффициента раз-
бавления Е и характера насыще-
ния пластов по площадям Сара-
товского Поволжья:
^-газовые и нефтяные залежи с газовым
фактором 90 110 м3/м3; 2 пеф1яные зале-
жи с газовым фак юром 30 60 м3/м3; 3
водоносные пласты
61
ления. Из рис. 24 следует, что чем выше величина Е, тем меньше
концентрация горючих газов на газокаротажной кривой продуктивного
пласта. При этом наступает такой момент (при величине Е выше 900),
когда выделение горючих газов на газокаротажной кривой становится
чрезвычайно сложным. В подобных случаях нефтяные горизонты не
будут фиксироваться на диаграммах газового каротажа.
Приведенный экспериментальный график используют в дальнейшем
для интерпретации диаграмм газового каротажа по вновь пробуренным
скважинам. С этой целью для интерпретируемого интервала диаграмм
рассчитывают величину коэффициента разбавления и снимают с нее
соответствующую концентрацию горючих газов в газовоздушной смеси.
На экспериментальный график наносят точку с этими координатами
и по ее положению оценивают продуктивность исследуемого разреза.
Процесс интерпретации газокаротажных диаграмм можно упростить
путем использования расчетных данных. Для этого полученную выше
графическую зависимость выражают следующим образом:
Кпр = СЕ, (30)
Имея графические данные, рассчитывают значение коэффициента
продуктивности Кпр для коллекторов с различным насыщением:
Кпр = 1000 газоносные и нефтеносные пласты с газовым фактором
90-110 м3/м3;
Кпр = 300-нефтяные пласты с газовым фактором 30 60 м3/м3;
Кпр = 100-водоносные пласты.
При интерпретации определяют Кпр для различных участков газо-
каротажной диаграммы и дают характеристику выделенных перспектив-
ных интервалов.
3. Порядок и примеры интерпретации геологической информации при
оценке характера насыщения пластов. В тех случаях, когда данные
газового каротажа дополнены материалами глубокой дегазации и ис-
следования состава углеводородного газа, интерпретацию проводят
в такой последовательности:
1) определяют качественную характеристику коллекторов;
2) отделяют продуктивные пласты от водоносных.
Определение качества газоотдающего источника. Качественная харак-
теристика коллекторов определяется с помощью расчетных хроматер-
мограмм и палетки для раздельного анализа газа (рис. 21) в нефтяных,
нефтегазоносных и газоносных горизонтах. В соответствии с этим
процесс качественной интерпретации осуществляется в два этапа.
1. Сравнение фактических замеренных хроматермограмм на скважи-
нах с теоретически рассчитанными. Расчетные хроматермограммы ото-
бражают характеристику различных пластов -нефтяных, нефтегазонос-
ных и газоносных-в зависимости от общей суммарной концентрации
углеводородного газа и чувствительности газоанализатора по отдель-
ным углеводородным компонентам. Так, в соответствии с представлен-
ными хроматермограммами (приложения 3 — 5) газоносный пласт, отра-
62
зившийся суммарной концовi рацией 0,5%, должен характеризоваться на
хроматермограмме одним только метаном, нефтегазоносный - метаном,
этаном и пропаном, нефтяной - всей гаммой углеводородов от метана до
гексана включительно.
Сравнение фактических хроматермограмм с расчетными позволяет
произвести предварительную качественную оценку выделенных перспек-
тивных участков разреза.
2. Сопоставление кривых, отображающих соотношение содержаний
углеводородных компонентов в интерпретируемом участке разреза с
эталонными кривыми (рис. 21).
Для проведения интерпретации и газокаротажной диаграммы в ин-
тервале перспективного участка снимают значения содержания каждого
углеводородного компонента (в процентах) и в виде точек наносят на
специальный бланк РАГ. Сосл ав газа рассчитывают по данным частич-
ной и глубокой дегазации. Нанесенные на бланк точки соединяют
линией, форма которой и отображает соотношение содержаний отдель-
ных углеводородных компонентов. Бланк накладывают затем на палет-
ку РАГ (рис. 21) для сопоставления фактических кривых с.эталонными.
При этом качественно различающиеся пласты имеют определенный
характер сопоставимости.
Газоносный пласт. Составы газов по данным частичной и глубо-
кой дегазации близки- и их кривые тяготеют к эталонной кривой,
соответствующей газоносным горизонтам.
Нефтегазоносный пласт. Кривая состава газа по данным час-
тичной дегазации может быть близка к эталонной кривой газовых
пластов, а кривая по материалам глубокой дегазации совпадает с кри-
вой, соответствующей нефтегазоносным горизонтом, или располагается
несколько выше ее.
Нефтеносный пласт. Кривая состава газа по данным частичной
дегазации близка к эталонной кривой нефтегазоносных горизонтов,
а кривая по данным глубокой дегазации совпадает с кривой, соответ-
ствующей нефтеносным горизонтам, или располагается несколько выше
ее.
С помощью указанных соотношений и производят качественную
характеристику выделенных по газовому каротажу перспективных участ-
ков разреза.
Пример 1. При газовом каротаже скважины был выявлен участок
повышенных газопоказаний в интервале 540 573 м (рис. 25). Используя
описанный выше метод, дадим качественную характеристику выделен-
ного перспективного участка разреза. На рис. 26 приведена фактическая
хроматермограмма газа из интервала 560 561 м с общей концентрацией
горючих газов 4%. Сравнение ее с расчетными хроматермограммами
показывает, что по количеству выделенных компонентов и общему виду
она имеет наибольшее сходство с расчетной хроматермограммой, свой-
ственной газоносным горизонтам. Газ, отобранный при каротаже опи-
сываемого пласта, имеет следующий состав, %: по данным частичной
Дегазации - СН4 94,9, С2Н6 2,2, С3Н8 1,2, С4Н10 1, С5Н12 0,7; по данным
63
Рис. 26. Сопоставление расчетных хроматермограмм с фактической
глубокой термовакуумной дегазации СН4 34,8, С\Н( 2,3, С\Н8 I 1
С4Н10 1, С5Н12 0,8.
Приведенные фактические данные показывают, что составы газов по
обеим методикам дегазации близки и тяготеют к эталонной кривой на
рис. 21, соответствующей газовым залежам, генетически связанным
с нефтяными залежами. Последнее позволяет охарактеризовать выде-
ленный коллектор как газонасыщенный.
Пример 2. При газовом каротаже в скв. 56 Колотовской площади
в интервале 1464 -1470 м зафиксированы два участка повышенных газо-
показаний (рис. 27). Газ, отобранный из этого интервала, имел следую-
щий состав, %: по данным частичной дегазации-СН4 92,5, С2Н6 3, С3Н8
2, С4Н10 1,5, С5//12 1; по данным глубокой дегазации — СН4 73,5, С2Н6
7,5, С3Н8 8, С4Н10 6, С5Н12 5.
Из сопоставления данного состава газа с эталонными кривыми на
рис. 21 следует, что состав газа но материалам частичной дегазации
тяготеет к кривой, построенной для газовых залежей, состав газа по
данным глубокой дегазации соответствует кривой, построенной для
.нефтей, недонасыщенных газом, в которых соблюдается отношение
Рап/Рн^с = 2. Это позволяет сделать заключение о нефтенасыщенности
выделенных коллекторов.
Описанным этапом интерпретации газокаротажной диаграммы уста-
навливается только характер насыщения пласта газовый или нефтяной.
Это не означает, что пласт обязательно продуктивен, он может быть
и водоносным с растворенным в воде газом или содержать остаточную
нефть. Разобраться в этом вопросе позволяет следующий этап интерпре-
тации газокаротажных данных.
Отличие водоносных пластов от продуктивных. Методика оценки
продуктивности пластов основана на определении остаточной нефтега-
зонасыщенности проходимых долотом горных пород по данным газово-
го каротажа с помощью специальных палеток для определения нефтега-
3-W * 65
1,5
/
о,о
0,6
04
0,3
0,2
OJS
0,1
О,Од
0,06
0,04
0.03
0,02
0,015
0,01
О 5 10 15 20 25 30
Рис. 28. Палетка НН для определе-
ния величины остаточной нефтега-
зонасыщенности пород.
Кривые для р (МПа), G (м3/м3): 7 25, 98; 2 20,
81; 3 15,65:4 10,48:5 5, 31; Дл - 298 мм
Рис. 29. Палетка ГН.
Кривые для р (МПа), /( С). 7 20, 45; 2 15,
35; 3 10, 28; 4 6, 22; 5 5, 20; Dn = 248 мм
зонасыщенности (НН) и газонасыщенности (ГН) (приложения 6—16;
рис. 28, рис. 29, рис. 30).
Палетки строят в прямоугольной системе координат. По вертикаль-
ной оси в логарифмическом масштабе откладывают величину Ио, ото-
66
бражающую объем газа, определенный в глинистом растворе при
проходке 1 м интервала бурения, по горизонтальной - нефтег азонасы-
щенность N горных пород, выраженную в процентах по объему.
Для построения палеток необходимо знать все возможные при
проходке нефтегазонасыщенных пластов значения Го, которые опреде-
ляются по формуле
Ио = NuDlHp/XAbZT. (31)
выведенный из формулы (25).
В зависимости от измерения величин диаметра долота, пластового
давления, газового фактора, коэффициента сжатия газов и нефгегазона-
сыщенности пластов величина И()может меняться в пределах 0,05 2 м3.
Отложив эти величины на вертикальной оси, по формулам (25) и (27)
можно рассчитать величины газо- и нефтегазонасыщенности пород для
каждого значения Ио и нанести их в виде точек на график. Линия,
соединяющая эти точки, представляет собой функциональную зависи-
мое ib Vo от остаточной нефтегазонасыщенности пород (рис. 28). Подоб-
ная зависимость рассчитывается для различных значений пластовых
давлений и газовых факторов, что и определяет количество кривых на
каждой палетке. Число самих палеток определяется разнообразием
диаметров долот, на каждый из которых строят свои графики.
Для определения газонасыщенности горных пород при газоносной
качественной характеристике пластов и разбуривания их долотами
разных диаметров используют палетки приложений 6 9 и рис. 29; для
определения нефтегазонасыщенности пород при нефтегазоносной ка-
чественной характеристике пластов и разбуривании их долотами разных
диаметров используют палетки приложений 10 12 и рис. 29, рис. 30; для
определения нефтегазонасыщенности пород при нефтеносной качествен-
ной характеристике пластов и разбуривании их долотами разных диа-
метров используют палетки приложений 13 -16.
Интерпретацию газокаротажных диаграмм для оценки продуктивно-
сти разреза осуществляют в определенной последовательности.
1. Выбирают палетку для интерпретации. При газоносной качествен-
ной характеристике пласта используют палетки ГН, при нефтегазонос-
ной-палетки НН для соответствующего диаметра долота, которым
разбуривали пласт.
2. Выбирают на палетке кривую, с помощью которой определяют
величины нефтегазонасыщенности N. Выбор кривой обусловливается
в основном пластовым давлением, которое приравнивается к гидроста-
тическому давлению на глубине вскрытия горизонта. При нефтеносной
качественной характеристике пласта выбор кривой обусловлен величи-
ной газового фактора, который определяют с помощью графика на
рис. 17.
3. Определяют величину Го. которая соответствует интерпретируе-
мому интервалу:
Го = 60К2/, (32)
67
3
где К-газонасыщенность единицы объема бурового раствора, см3/л;
Q производительность буровых насосов, л/с; t время бурения интерва-
ла (1 м), мин.
Исходные параметры К, Q, t снимают с газокаротажной диаграммы.
4. На вертикальную ось выбранной палетки наносят рассчитанную
величину Vo. От нее мысленно проводят горизонтальную линию до
пересечения с соответствующей кривой палетки. Проекции точки пересе-
чения на горизонтальную ось и будет искомой величиной нефтегазона-
сыщенности N.
При оценке продуктивности исходят из следующих количественных
критериев. При газоносной характеристике газонасыщенности до 1%
соответствуют водоносные коллекторы с растворенным в воде газом,
выше 1 %-газоносные пласты. При нефтеносной качественной харак-
теристике пласта нефтегазонасыщенностью до 5%, как правило, отвеча-
ет водоносным коллекторам, а с остаточным нефтегазосодержанием
6-7% и выше-нефтеносным горизонтам.
Следует иметь в виду, что по данным газового каротажа определяет-
ся величина остаточной нефтегазонасыщенности, которая находится
в обратно пропорциональной зависимости от нефтегазоотдачи коллек-
торов. Поэтому, чем выше нефтегазоотдача, тем меньше величина
газонасыщенности. По имеющемуся в настоящее время опыту работ
представляется возможным ориентировочно наметить следующие коли-
чественные границы этой зависимости.
Для газоносных пластов газонасыщенность 2-5% соответствует
хорошо проницаемым коллекторам, характеризующимся большими де-
битами, газонасыщенность 6 10%-менее проницаемым пластам со
сравнительно небольшими дебитами газа, 11-20%-обычно плохопро-
ницаемым пластам, при опробовании которых газ или вообще не
получают или получают в незначительных количествах. Эффективное
извлечение газа из плохопроницаемых коллекторов происходит лишь
после проведения в них гидравлических разрывов или после обработки
соляной кислотой.
В случае нефтяных пластов заметного оттеснения нефти фильтратом
бурового раствора жидкости не наблюдается, поэтому связать величины
нефтегазонасыщенности с нефтеотдачей коллекторов не представляется
возможным.
Используя описанный метод определения нефтегазонасыщенности
горных пород по данным газового каротажа и ориентируясь на указан-
ные количественные критерии, можно достаточно эффективно разделять
пласты на водоносные и продуктивные.
Пример 1. В примере, приведенном на рис. 25, по газовому каротажу
в интервале 545-566 м был выделен перспективный пласт с газоносной
качественной характеристикой. Используя описанный порядок интер-
претации, оценим его продуктивность.
Поскольку пласт газоносный и разбуривался долотом диаметром
248 мм, для определения его газонасыщенности воспользуемся палеткой
ГН, рассчитанной для £)д = 248 мм (рис. 29). Глубина залегания пласта
68
560 м. Последнее позволяет для определения N использовать кривую,
рассчитанную для давления 5,9 МПа. Для выяснения Ио снимем с газо-
каротажной диаграммы исходные данные: К = 28 см3/л, QH = 50 л/с,
t = 6 мин. Подставляем их в формулу (32):
Ио = 60 • 28 • 50 • 6 = 504000 см3 = 0,5 м3. (33)
По палетке НН находим, что при Ио = 0,5 м3 и давлении 5,9 МПа
газонасыщенность пласта должна составлять 16,5% объема выбуренной
породы (решение задачи показано на рис. 30 пунктирной линией). Из
указанных выше количественных критериев газонасыщенности следует,
что пласт газоносен, но обладает небольшой проницаемостью. При
опробовании этого пласта был получен незначительный приток газа.
После обработки пласта соляной кислотой дебит скважины резко
увеличился и достиг 50 тыс. м3/сут.
Пример 2. Оценим продуктивность выделенных в скв. 56 Колотов-
ской площади перспективных пластов в верхнебашкирских отложениях
(рис. 27). Поскольку по качественной интерпретации они охарактеризо-
ваны как нефтесодержащие, находим N по палетке НН, рассчитанной
для долота диаметром 248 мм (рис. 30). Параметр Ио ъ интервале
описываемых пластов составляет 0,5-0,3 м3, а гидростатическое давле-
ние на глубине 1470 м — около 14,7 МПа. Используя кривую на палетке,
рассчитанную для давления 14,7 МПа, находим на горизонтальной оси
величину нефтегазонасыщенности, которая равна для данного случая
12-20%. Такая величина нефтегазонасыщенности указывает на то, что
пласт нефтеносен. При опробовании описываемых коллекторов был
получен промышленный приток нефти.
4. Методика оценки характера насыщения перспективных участков по
шламу. Решение данной задачи по шламу осуществляется путем изуче-
ния газообразных и жидких углеводородов, содержащихся в породе.
Характеристика шлама с точки зрения его газосодержания дается по
величине удельной газонасыщенности доле пор, занятых газом, в про-
центах объема открытых пор шлама:
<7Уд= 100(2
где Q- объем У В, извлеченных из пробы шлама, см3; ^-среднее содер-
жание УВ в глинистых породах, перекрывающих породы-коллекторы,
см3; И-объем пробы шлама, подвергаемый дегазации, см3; /сп-коэффи-
циент пористости, доли ед.; - относительное содержание в пробе
основной породы, доли ед.
Газонасыщенные пласты. При проходке газоносных пластов
величина qyjl определяется двумя параметрами: количеством УВ, остав-
шихся после оттеснения их флюидом бурового раствора, и увеличением
их объема при спаде давления от атмосферного до пластового.
Расчеты показывают, что даже при неблагоприятных условиях коли-
чество остающегося в породе газа (после оттеснения) оказывается
вполне достаточным для заполнения при его расширении всего объема
69
порового пространства горной породы, т.е. в случае газовых пластов
</уд = 100%.
Нефтенасыщенныс и водоносные пласты. Удельная газона-
сыщенность определяется:
1) количеством нефти (воды), которое вытесняется из пор шлама при
дегазации флюида (по мере подъема шлама к поверхности) и переходе
избыточного количества газа из породы в промывочную жидкость;
2) количеством У В, растворенных в нефти при нормальном давлении.
Проведенные эксперименты по вытеснению нефти газообразными У В
показывают, что в среднем из пор шлама при снижении давления до
нормального вытесняется газом 20% нефти. В случае водоносного
пласта количество вытесненной жидкости должно быть значительно
меньше, так как ее вязкость и газовый фактор значительно ниже, чем
у нефти. Кроме того, <?уд нефтенасыщенных пластов будет выше, чем
водоносных, вследствие сравнительно более высокой растворимости
газа в нефти, чем в воде (минимально в 10 раз).
На основании изложенного можно констатировать, что </уд > б/УЛ >
> <7УД, где г/уд-удельная газонасыщенность пор газонасыщенных плас-
тов; </уд удельная газонасыщенносгь пор нефтенасыщенных пластов;
с/'уд-удельная газонасыщенность пор водоносных пластов.
Количественно б/уд для различно насыщенных коллекторов опреде-
ляется расчетным способом, причем:
в случае газонасыщенных пластов, как уже отмечалось, стремится
к 100% (если нет значительных потерь газообразных УВ при отборе
шлама и его хранении);
в случае нефтенасыщенных' пластов даже при самой низкой раство-
римости газа в нефти (300 см3/л при р = 0,1 МПа) минимально состав-
ляет 50%; в случае водоносных пластов максимально достигает 20-25%.
С целью проверки расчетных данных были определены значения
</уд шлама непосредственно в процессе бурения (табл. 7).
Таким образом, ло всем данным наиболее вероятные значения
<7УД для водоносных пластов могут колебаться от 0 до 25%, для
нефтснасыщенных - 50% и выше, газонасыщенных-90-100%.
Следовательно, определяя по данным исследования шлама б/уд и ори-
ентируясь на данную градацию, можно установить характер насыщения
выделяемых перепекшвпых участков разреза.
Решение задач, связанных с диагностикой в разрезе нефтенасыщен-
ных пластов, осуществляется с помощью люминесцентно-битуминоло-
гического анализа (ЛБА,, основанного на свойстве битумоидов при их
облучении ультрафиолетовыми лучами испускать «холодное» свечение
ЛБА проводится в два этапа и включает:
визуальный просмотр каменного материала с целью выявления
наличия битумоидов;
капельно-люминесцентный анализ для определения качественного
состава и количественного содержания УВ в шламе и керне.
При визуальном просмотре прису 1ствие в шламе битумоидов фикси-
руется свечением У В, находящихся в порах и трещинах. В случае заливок
70
Таблица 7
Площадь, скважина Ишервал i дубин, м Харакюр насыщения %
Сплавнуха, 30 3275 3280 Вода 1
2290 3295 » 1
3160 3180 » 1
3242 3253 » 3
3370 3395 » 0,7
33 3137 3141 » 6,5
3168 3174 » 10
3175 3200 » 10
3240-3260 » 25
3275 3285 Нефть 60
3291 3301 Вода 16
52 1995 3130 » 16
3263-3270 Нефть 65
3270-3285 Вода 3
Мокроусовская, 3 4620 4623 Газ 90
4630 4634 » 90
нефти или других люминесцирующих добавок в промывочную жидкость
отображенные шламинки разламываются и просматриваются под лю-
минесцентным осветителем при 10-кратном увеличении. Шлам, не имею-
щий внутренней люминесценции, из дальнейшего анализа исключается.
Для проведения капельно-люминесцентного анализа люминесцирую-
щий шлам, выделенный из общей пробы, измельчается в ступке и про-
сеивается через сито с размером отверстий 0,25 мм. Из протертой
и просеянной через сито породы мерным черпачком отбирают 0,5 см3
и в форме конуса помещают на предварительно обработанный хлоро-
формом лист фильтровальной бумаги. На вершину конуса из пипетки
наносят 20 капель хлороформа, который, вымывая из породы битумо-
иды, образует на поверхности бумаги пятно диаметром 1-3 см. После
испарения растворителя (10 мин) порошок с бумаги удаляются и в ульт-
рафиолетовых лучах визуально оценивают интенсивность свечения и
цвет люминесценции.
Форма пятна, характеризующая количественное содержание биту-
моида в шламе, оценивается по 15-балльной системе, а цвет люминес-
ценции отождествляется с составом битумоида (легкий ЛБ, масля-
нистый МБ, смолистый СБ). Соотношения количественных и качествен-
ных показаний ЛБА, определенные для условий Саратовского По-
волжья, приведены в табл. 8.
Для сопоставимости результатов анализов следует придерживаться
следующих обозначений цветов и цветовых оттенков:
а) основные цвета: белый, серый, голубой, синий, зеленый, желтый,
оранжевый, коричневый, черный; основные цвета могут иметь темные
или светлые оттенки, которые указываются перед основным цветом
(например, светло-коричневый);
б) основные цвета с цветовыми оттенками: беловато-голубой, голу-
71
Таблица 8
Форма люминесцирующего пята Тип бигумоида Балл по Флоровской Содержание битумоида. %
Ровное пятно ЛБ 13 15 0,62 2,5
МБ 13 15 0,62-2,5
Кольцо ЛБ 11-12 0,16-0,31
МБ 10 12 0,08-0,31
Точки ЛБ 1 10 0,0003 0,08
МБ 1 9 0,0003-0,04
бова то-желтый, беловато-желтый, оранжево-желтый, желтовато-корич-
невый и черно-коричневый.
Для каждого района составляется комплекс «люминесцентных» приз-
наков, свойственный пластам различного насыщения.
ГЛАВА II.
СТАЦИОНАРНО-ЛАБОРАТОРНЫЙ ЭТАП ГТИ
ПРИ ИЗУЧЕНИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РАЗРЕЗА
Как было указано выше, современные ГТИ предполагают комплекс
стационарных работ. На рассматриваемом этапе используется не только
специфическая информация ГТИ, но и при наличии - материалы ком-
плекса ГИС. При наличии каротажных материалов эффективное исполь-
зование данных ГИС и ГТИ предполагает их взаимосвязь и взаимокор-
ректировку. На рис. 2 можно видеть, что основной информацией, по-
ступающей в стационар (в порядке увеличения дискретности по времени
и глубине) являются: технологические параметры (параметры бурения);
результаты газового каротажа по раствору и шламу; непосредственно
пробы шлама и керна, доставляемые в лабораторию; результат ГИС;
пробы и кривые восстановления давления (КВД) по данным испытателей
пластов на трубах (ИПТ) и опробователей пластов на кабеле (ОПК).
Основная цель стационарных работ: в процессе бурения - выдача
качественных рекомендаций на испытание объектов в открытом стволе;
после бурения скважины-выдача рекомендаций на спуск обсадной
колонны и перфорацию в определенных интервалах.
В последнее время стала насущной необходимостью подготовка
геофизическими организациями кондиционных параметров для подсчета
запасов. Это обусловлено тем, что именно геофизическая организация
обладает наиболее благоприятными возможностями для этого, а имен-
но:
геофизическая организация является первоисточником каротажных
материалов, могущим обеспечить создание качественных баз данных;
72
в лице геологической службы ГТИ геофизическая организация имеет
поставщика кернового материала, обеспечивающего оперативное лито-
логическое описание, отбор образцов для анализа и надежные критерии
привязки интервалов, отбора керна к ГИС по геолого-технологическим
параметрам, а в случае необходимости и корректировку интервалов
отбора керна с целью получения максимальной информации о перспек-
тивных объектах;
петрофизическое обеспечение ГИС, являющееся одним из ключевых
моментов подготовки подсчетных параметров, необходимо уже в про-
цессе оперативной интерпретации, поэтому отдельные элементы его
в виде предварительных зависимостей типа керн-ГИС по данным
экспресс-анализа керна могут быть использованы при выдаче проме-
жуточных и тем более-окончательных заключений;
при недостаточной освещенности разреза керном возможно привле-
чение информации по шламу, причем частота отбора проб шлама может
быть заранее задана.
Таким образом, одной из целей расширенного комплекса ГТИ-ГИС
является также подготовка подсчетных параметров.
Вопросы интерпретации ГИС, а также их петрофизического обеспе-
чения выходят за рамки данной книги, здесь же рассматриваются лишь
стационарно-лабораторные исследования шлама и керна, которые недо-
статочно освещены в литературе, но являются весьма перспективными
для использования при ГТИ скважин.
§ 1. ИК-спектрометрический метод
ИК-спектрометрический метод применяется в ГТИ для анализа мине-
рального состава и нефтесодержания проб шлама, керна, а также
бурового раствора.
Метод основан на изучении полос поглощения в спектрах инфракрас-
ного (ИК) излучения при прохождении его через вещество. Поглощение
происходит на частотах, которые совпадают с собственными частотами
колебаний атомов в молекулах вещества.
Основными характеристиками молекулярного ИК-спектра являются:
число полос поглощения, их положение, определяемое частотой колеба-
ний v (или длиной волны X), ширина и форма полос, величина поглоще-
ния. Инфракрасный спектр минеральной смеси является суммарным,
а интенсивность полос поглощения каждого минерала пропорциональна
его содержанию в смеси. Это же относится и к спектру нефти, являю-
щейся, как известно суммой жидких и газообразных углеводородов.
На рис. 31 приведены примеры ИК-спектров некоторых основных
породообразующих минералов пород осадочного комплекса в диапазо-
не 660-1900 см~1. Во всех спектрах имеются одна очень сильная полоса
поглощения и несколько полос поглощения средней интенсивности,
положение которых на шкале волновых чисел безошибочно указывает
тип минерала.
73
Частота колебаний, см-1
Рис. 31. ИК-спектры основных породообразующих минералов
Из анализа ИК-спектров некоторых осадочных пород (рис. 32) следу-*
ет, что спектр горной породы является суммой спектров слагающих его
минералов. При сравнении спектров, представленных на рис. 31 и 32,
выявляется, что в спектре осадочной горной породы большой вес имеет
спектр основного породообразующего минерала, количество которого,
как правило, превышает 50%. Таким образом, по положению наиболее
сильной полосы поглощения в спектре анализируемую горную породу
можно отнести к определенному классу песчаникам, глинам, карбона-
там, сульфатам и т. п. В табл. 9 приведены сведения об ИК-спектрах
поглощения осадочных пород в диапазоне 660-1900 см-1. Аналогичную
таблицу любой детальности можно составить для конкретных геологи-
ческих районов страны.
В большинстве случаев осадочные горные породы имеют достаточно
сложный минеральный состав. Однако для практических целей достаточ-
но, если в горной породе будут определены минералы, содержание
которых превышает 5%.
74
Частота колебаний, см_<
Рис. 32. ИК-спектры некоторых осадочных пород
На приведенных на рис. 32 спектрах горных пород кроме основных
породообразующих минералов видны второстепенные. Например, в
спектре песчаника присутствуют карбонаты, а именно кальцит, в спектре
глины-кварц и кальцит, в спектре известняка - доломит и кварц, в спект-
ре ангидрита - доломит и признаки кварца.
Зависимость интенсивности поглощения от концентрации поглощаю-
щего вещества лежит в основе количественною анализа и подчиняется
закону Бугера-Ламберта - Бера:
D(Z) = ln(/0(X)//(X)) = К (k) Cd. (34)
где D(X) оптическая плотность анализируемого вещества на длине
волны X; /0(Х). / (X) -интенсивности соответственно падающего и про-
шедшею через образец излучения с длиной волны к; К (X) коэффициент
поглощения вещества на длине волны X; толщина образца анализи-
руемою вещества; С концентрация анализируемою компонента в об-
разце.
75
Таблица 9
Тип осадочной юрной породы Основной породообразу- ющий минерал Харакicpuciики снекiров
Ширина полосы, см 1 Максимум полосы, см 1 Oiноси зельная ИН 1 СНСИВНОСТЬ
Песчаник, алевролит, песчаный сланец Кварц 1050 1220 770 810 690 710 1175, 1100 800, 780 -697 Очень сильная Средняя »
Глина, аргиллит, глинистый сланец Каолинит* 890 1180 1118, 1035 1010, 913 Очень сильная То же
Известняк, мергель Кальцит 1300 1600 840 90Q 705 725 1430 878 715 Очень сильная Средняя »
Доломит Доломит 1300 1600 850 900 720-740 1430 885 730 Очень сильная Средняя »
Гипс Г ипс 1050 1220 1000 1020 1305 1345 650-670 1148, 1095 1008 1325 660 Очень сильная Средняя » »
Ангидрит Ангидрит 1050 1220 662 682 1148, 1092 672 Очень сильная Средняя
Взя। из минералов глин.
Для нахождения концентраций искомых компонентов необходимо
в ИК-спектре выделить их характеристические полосы поглощения,
которые не должны быть искажены наложением полос поглощения
других компонентов вещества. Величины Io, I, К (X) и d определяются
экспериментально. Определение и идентификация минералов по их
ИК-спекграм проводится с помощью метода характеристических час-
тот. В литературе можно получить исчерпывающие сведения о положе-
нии характеристических частот (волновых числах) различных атомных
групп и ионов неорганических и органических,соединений.
Для измерения инфракрасных спектров поглощения чаще всего ис-
пользуются спектрофотометры, позволяющие записывать спектр в виде
кривой пропускания в зависимости от длины волны. В настоящее время
отечественная промышленность выпускает двухлучевые приборы-приз-
менные ИКС-22 и с дифракционными решетками ИКС-16, ИКС-29,
ИКС-24, и однолучевые-ИКС-21 и ИКС-31. За рубежом широко рас-
пространены инфракрасные спектрометры фирм «Цейс», «Брукер» (Гер-
мания), «Бекман», «Перкин-Эльмер», «Хильгер и Уоттс» (США), «Хи-
тачи» (Япония).
К недостаткам традиционного адсорбционного ИК-метода исследо-
вания минерального состава горных пород, используемого в настоящее
время в лабораторных условиях, можно отнести следующее:
для проведения анализов обычно используется универсальная, гро-
76
моздкая аппаратура, не приспособленная для работы в условиях станций
геолого-технологического контроля и геохимических станций. Время
анализа на такой аппаратуре довольно продолжительное (15 20 мин на
образец); к тому же она сравнительно дорогостоящая;
на подготовку образцов к ИК-анализу по традиционным методикам
затрачивается сравнительно много времени (0,5-2 ч), при этом исполь-
зуется большое количество специальных прецизионных приспособлений;
большую трудность представляет обработка спектров горных пород,
в которых присутствуют минералы с наложенными друг на друга
характеристическими полосами поглощения, что часто встречается при
исследовании керна и шлама, отобранных из скважин с терригенным
типом разреза.
Применение описанных выше лабораторных спектрометров с непре-
рывной записью спектра целесообразно лишь в условиях стационарной
лаборатории. При этом необходимо учитывать тот фактор, что минера-
логический анализ в лаборатории желательно проводить именно ИК-ме-
тодом, поскольку в этом случае возможна более подробная расшифров-
ка данных, полученных фильтровыми ИК-анализаторами на станциях
ГТИ.
Указанные выше трудности не позволяют использовать традицион-
ный ИК-метод в полевых условиях для оперативных целей. При разра-
ботке новой оперативной методики инфракрасного абсорбционного
анализа минерального состава шлама и керна непосредственно на
буровой необходимо принимать во внимание время, которое может
быть отведено на подготовку пробы и проведение самого анализа.
Время между отбором образцов при средней скорости бурения составля-
ет'6-12 мин. Это время и является максимальным временем, которое
может быть отведено на приготовление пробы; анализ и обработку
полученной информации. Чтобы уложиться в указанное время и сокра-
тить затраты труда, необходимо, во-первых, уменьшить число операций
по подготовке проб и ускорить сам процесс их подготовки для анализа;
во-вторых, уменьшить время, анализа; в-третьих, автоматизировать
процесс обработки полученной информации. Таким образом, чтобы
ИК-метод минерального состава горных пород можно было применять
в информационно-измерительных системах (ИИС), функционирующих
на буровой, необходимо было в первую очередь разработать специали-
зированные блоки подготовки и ИК-анализа проб. В 80-е годы в качест-
ве блока анализа в МИНГ им. И.М. Губкина разработан фильтровый
ИК-анализатор, приспособленный для работы в составе станций геоло-
го-технологического контроля, позволяющий быстро осуществлять ана-
лиз горных пород.
В отличие от приборов с непрерывной регистрацией спектра фильт-
ровый анализатор регистрирует поглощение ИК-излучения с помощью
набора узкополосных фильтров лишь в области характеристических
частот. Задача его создания для ГТИ облегчается тем, что для литологи-
ческой диагностики пород в большинстве случаев достаточно идентифи-
цировать наличие основных минеральных групп: кварца, карбоната,
77
глины, сульфата. Минералы же, входящие в эти группы, имеют близкие
спектры и характеристические частоты.
Прибор состоит из оптической и электронной частей и блока пита-
ния. Двухканальная оптическая система включает в себя источник
ИК-излучсния, измерительный и сравнительный каналы и приемник
излучения. В качестве источника ИК-излучения используется нихромо-
вая спираль, нагреваемая до температуры 800 °C.
В приборе предусмотрено использование десяти пар дисперсионно-
интерференционных узкополостных светофильтров. Из них две пары
предназначены для анализа нефтей и имеют максимум пропускания на
характерной полосе поглощения углеводородов (на длине волны
ииювныл 11VJ aiiuivi/ujiv/ij кич , .......— ,-___,
ломита, ангидрита и гипса в осадочных горных породах. Одна пара
светофильтров имеет максимум пропускания на 6,0 мкм и предназначе-
на для оценки и компенсации рассеянного излучения на частицах
образца. Пары светофильтров тщательно подбираются для идентично-
сти характеристик каналов.
Проведение анализа шлама на минеральный состав осуществляется
следующим образом.
Из пробы шлама отбирается по 10-15 кусочков (5 -7 мм) каждой из
присутствующих в пробе литологических разностей породы, которые
измельчаются в ступке в порошок (0,25 мм). Порошок заливается
спиртом (около 10 мл), после чего приготовленная суспензия с помощью
кисточки или кусочка ваты тонким слоем наносится на измерительную
кювету. Кювета помещается в анализатор. Устанавливаются свето-
фильтры для компенсации рассеянного ИК-излучения на частицах об-
разца и производится регулировка величины излучения в сравнительном
канале до равенства сигналов обоих каналов (измерительного и сравни-
тельного). Поочередно устанавливаются светофильтры, соответствую-
щие карбонатам (1440 см~ L), сульфагам (1150 см -!), кварцу (1100 с.м~!).
глинистым минералам (1036 см-1) и др. Их отсчеты регистрируются на
устройстве отображения.
По интенсивности заре! истрированных полос поглощения ИК-излу-
чепия определяется концентрация минерала из соотношения Бугера
Ламберта Бера
E=K(k)Cd, (35)
где Е оптическая плотность образца: К (X) коэффициент поглощения
минерала на характеристической длине волны X.; С концентрация мине-
рала, доли ед.: d- толщина образца, mim.
Основу для подсчета количественного содержания компонентов со-
ставляет система уравнений Фирордга, учитывающая влияние аналити-’’
ческих полос поглощения друг на друга. Для смеси из трех компонентов,
т. е. для наиболее часто вст речающег ося случая, система уравнений
имеет вид:
78
*ММ) = £,(X1)ClJ+ e2(X1)C2</ +
D2 (^2) = £1 (^2) + £2 (^2) + £3 (^2) 3^’ (36)
P3 (X3) = 8t (X3) C,d + 82 (X3) C2d + 83 (X3) C3d;
где Dl(kl\ D2(k2\ D3(X3)~значения оптической плотности пробы иссле-
дуемой породы на соответствующих длинах волн; 8f(X7)- коэффициент
экстинкции (/= 1, 2, 3, 7=1, 2, 3); С, - концентрация исследуемых
компонентов.
Если принять, что сумма всех компонентов равна Q, то к системе
уравнений (36) можно добавить уравнение
3
позволяющее определить исследуемые концентрации без предваритель-
ного определения толщины пробы исследуемого образца.
В общем случае решение системы (36) с учетом уравнения (37) имеет
вид:
q = е/
I + (^t) ^j(l ~ BkiBik) ~ ~ BkjBik) ~ Bk(Bkj ~ BjjBkj)
ej(^j) ~~ BkjBjk) — Bj(Bjk — BkiBjk) — Dk(Bkl — BjiBki)
| 8tA) Dk(\ - ВиВл) - Р^к - ДА) - Dj(Bjk - Bj(Bik)
8А) д (i - да) - Dj(Bji - BkiBjk) - Dk(Bki - ВлВк,)_
для 1-го компонента i = 1, j = 2, к = 3, для 2-го компонента i = 2, j = 1,
к = 3, для 3-го компонета i = 3, j = 1, к = 2, где Д7- коэффииент влияния
полосы поглощения z-ro компонента на полосу у-го компонента.
Данные, определяющие коэффициенты влияния Д7 =
определяются предварительно по калибровочным смесям. В табл. 10
приведены значения коэффициентов влияния наиболее представитель-
ных минералов осадочного комплекса.
Из табл. 10 следует, что аналитическая полоса карбонатов является
изолированной, т. е. на нее не влияют полосы поглощения других
минералов, что позволяет использовать ее в качестве внутреннего
стандарта. В связи с этим систему уравнений Фирордта для данного
случая четырехкомпонентной смеси можно представить в следующем
матричном виде:
Р.(\) у ММ q
djxj ДЕ1(^) с/
(39)
По правилу Крамера система может быть решена относительно
Сп %:
79
Таблица 10
Минералы вч
i /
Кальцит Сульфат 0.59 0
Кальцит Кварц 0.60 0
Кальцит Глина 0,60 0
Сульфат Кварц 0,90 0.84
Сульфат Глина 0,52 0,73
Кварц Глина 0.89 0,88
О 3
---э—г------I MW
1 + И ₽Ж=1
•= 1 j=-1
(40)
. Т еА)
при det --2—
_£j (Л-1).
7^ 0 ,
где - алгебраическое дополнение элемента £• (XJ/Ej (А^) в detf£y(Xz)/
£,(X1)].
Особенностью полученных уравнений является то, что входящие в их
состав постоянные коэффициенты представляют собой преобразованные
относительные коэффициенты экстинкции, а значение толщины пробы
исследуемого образца при решении данных уравнений вообще не ис-
пользуется. Это позволяет не только сократить такую трудоемкую
операцию, как определение толщины пробы твердого образца, но
и повысить точность анализа, так как в отношении оптических плотно-
стей одной и той же пробы для различных волн компенсируется
мультипликативная составляющая погрешности аппаратуры, исполь-
зуемой для определения искомых параметров.
Решение уравнения (40) возможно с использованием средств вычис-
лительной техники, однако для упрощения определения искомых кон-
центраций при отсутствии вычислительной машины можно использо-
вать следующий методический прием. Предварительно для калибровоч-
ных бинарных смесей строится графическая зависимость величины
отношения концентраций входящих в смесь компонентов от величины
отношения соответствующих оптических плотностей пробы на аналити-
ческих полосах поглощения данных компонентов с учетом их влияния
друг на друга. При наличии указанных зависимостей определение
искомой концентрации будет заключаться в решении уравнения сле-
дующего вида:
С, = 6/(1 + А + В + О, (41)
где А, В, С-соответствующие отношения концентраций, найденные по
калибровочной кривой.
80
Суммарная погрешность измерений при определении минерального
состава пород осадочного комплекса не превышает 7 8% общего
содержания минерала в образце. Основной вклад в указанную погреш-
ность вносит точность предварительного определения коэффициенте
влияния Bih так как в общем случае следует учитывать их изменение
в зависимости от дисперсности частиц в порошковой пробе, а также о г
соотношения содержаний исследуемых компонентов в образце. Кроме
того, существенное влияние на точность определения минерального
состава оказывают погрешность определения оптической плотности
пробы, зависящая от качества и настройки используемой аппаратуры,
й точность определения средней величины Q, которая зависит от
региона, от сложности исследуемого разреза и т.д.
При более детальном анализе минерального состава определяют
содержание отдельных минеральных составляющих внутри каждой
группы. Так, для определения степени доломитизации карбонатных
пород устанавливают величины отношения оптических плотностей ис-
следуемой пробы волн, соответствующих волновым числам 730 см1
и 715 см-1 для известного соотношения кальцита и доломита в пробе.
По полученной калибровочной зависимости находят степень доломити-
зации исследуемых пород в пробе. Аналогичным образом определяются
гипс и ангидрит для сульфатов (характеристическая полоса поглощения
4630 см1) и соотношения каолинита с остальными глинистыми мине-
ралами, при этом лишь используются соответствующие характеристи-
ческие полосы поглощения данных компонентов.
Выбор значения Q для данного региона основан на эмпирических
данных в зависимости от сложности геологического разреза. В общем
случае величина Q колеблется в диапазоне 90-95%. При отсутствии
априорных данных значение Q принимается равным 95%.
Инфракрасные спектральные методы могут быть использованы для
определения связанной воды в минералах сложного состава. Характе-
ристические полосы связанной воды в минералах сложного состава,
соответствующие валентным колебаниям ОН-группы, лежат в интерва-
ле волновых чисел 3200-3750 см-1. Однако непосредственное использо-
вание указанной области ИК-спектра не позволяет раздельно определять
количественное содержание химически и физически связанной воды
вследствие частичного наложения соответствующих полос друг на друга.
Для повышения точности определения регистрируют интегральную
интенсивность прошедшего через пробу исследуемого минерала ИК-
излучения в данном интервале длин волн при постепенном повышении
температуры пробы. Вследствие различия температур дегидратации
физически и химически связанной воды общий характер изменения
регистрируемой интенсивности имеет вид, представленный на рис. 33.
Из данной зависимости видно, что в области начальных температур
скорость изменения интенсивности незначительна. Так как при данных
температурах процесс дегидратации проходит очень медленно, то сред-
нее значение интегральной интенсивности Ц в области этих температур
по закону Бугера-Ламберта-Бера определяется следующим образом:
81
Рис. 33. Изменение интенсивности
ИК-излучсния на характеристической
частоте связанной воды при нагрева-
нии глин
/1 = /оехр[- (Сф + Сх + Ог/8ИНТ], (42)
где Сф - концентрация физически связанной воды; Сх концентрация
химически связанной воды; С - концентрация отличных от воды компо-
нентов; еинт-интегральный коэффициент экстинкции.
Если процесс дегидратации некоторых минералов проходит интен-
сивно уже при начальных температурах, за величину 1\ в формуле (42)
следует взять его начальное значение.
Дальнейшее увеличение температуры пробы приводит к резкому
увеличению скорости изменения регистрируемой интенсивности, так как
происходит удаление физически связанной воды. После ее полного
удаления дальнейшее увеличение температуры не приводит к изменению
исследуемой интенсивности, т.е. скорость изменения интегральной ин-
тенсивности опять становится минимальной и формула (42) приобретает
вид
Г2 =/оехр[-(Сх + е)Е„нт. , (43)
Здесь в качестве 12 принимается среднее значение интегральной
интенсивности в интервале температур с минимальной скоростью изме-
нения интегральной интенсивности, т. е. в диапазоне между . двумя
точками перегиба полученной зависимости.
При достижении температуры, при которой начинается удаление
химически связанной воды, скорость изменения интенсивности возраста-
ет, и лишь при полном удалении связанной воды достигается третья
область температур с минимальной скоростью изменения интегральной
интенсивности, для которой справедливо уравнение
Г3 =/оехр(-Сб/£инт). (44)
Следует отметить, что возгонка летучих компонентов пробы на
величину интегральной интенсивности влияния нс оказывает. Для опе-
ративного определения физически связанной воды в составе трансфор-
мационного ряда монтмориллонит гидрослюда находят величины оп-
тических плотностей пробы в интервалах длин волн, соответствующих
характеристическим полосам поглощения физически связанной воды
и гидроксильных групп каолинита. Кроме того, определяют фоновые
значения коэффициента пропускания пробы вне областей характеристи-
ческих полос поглощения при прохождении ИК-излучения через пробы
82
Рис. 34. Пример записи спект-
ров нефти.
Т коэффициент пропускания; v 1101.10-
щение; /, 2 пробы неф1и различных
мес горождений
исследуемой породы и чистого каолинита с различными толщинами, по
которым устанавливают зависимость коэффициента соответствия вели-
чины концентрации каолинита и физически связанной воды от фонового
значения коэффициента пропускания, соответствующего различным тол-
щинам пробы каолинита. Тогда содержание физически связанной воды
т, %, в составе минералов трансформационного ряда монтморилло-
нит-гидрослюда определяется по формуле
т = (СЧТ+ ^/[1 - (а2Т + K2)D2/100] , (45)
где Dj, D2 величины оптических плотностей пробы в интервалах длин
волн, соответствующих характеристическим полосам поглощения соот-
ветственно физически связанной воды и гидроксильных групп каолини-
та; Т- фоновое значение коэффициента пропускания пробы вне областей
характеристических полос поглощения пробы; а1? а2-тангенсы углов
наклона линейной зависимости коэффициентов соответствия величин
концентрации соответственно физически связанной воды и каолинита от
фонового значения коэффициента пропускания; К{, К2 -значения коэф-
фициентов соответствия величин концентрации соответственно физиче-
ски связанной воды и каолинита, фоновому значению коэффициента
пропускания при экстраполяции полученной зависимости до значения
Т= 0.
Основой полученной формулы является связь между величиной
фонового значения коэффициента пропускания и толщиной пробы, т.е.
чем больше толщина, тем меньше коэффициент пропускания: С = (аТ +
+ K)D, где а, К-постоянные коэффициенты, определяемые по калибро-
вочным смесям.
Применение ИК-метода возможно также для измерения содержания
нефти в буровом растворе, шламе и керне.
Спектры нефтей (рис. 34) можно разбить на три области: очень
сильного поглощения в интервале волновых чисел v = 3100 ч- 2700 см'1
(X, = 3,2 -н 3,7 мкм); менее сильных полос поглощения-v = 1500 -4-
-т- 1400 см-1 (X = 6,7 ч- 7,1 мкм) и полос средней интенсивности-v =
= 900 - 600 см’1 (X = 11,1 - 16,7 мкм).
При количественных определениях содержания нефти проще всего
83
использовать полосы наиболее интенсивного поглощения ИК-спектра
в области 3100 -н 2700 см-1. Эти полосы возникают вследствие колеба-
ний СН-связей. Такая полоса представляет собой сложную полосу,
максимумы которой на v = 2959 см-1 (к = 3,38 мкм) и v =
= 2872 см-1 (X = 3,48 мкм) обусловлены валентными колебаниями ме-
тильной СН3-группы (соответственно асимметричные vasCn3 и симмет-
ричные rsCH3), а максимумы на v = 2924 см-1 (X = 3,42 мкм) и v =
= 2949 см-1 (X = 3,51 мкм) обусловлены валентными колебаниями ме-
тиленовой СН2-группы (соответственно vasCH2 и vsCh2)- Наиболее резки-
ми и четкими полосами поглощения являются полосы при 2949, 2924
и 2959 см"\
При прямых исследованиях содержания нефти в буровом растворе
скважины использование инфракрасной спектрометрии поглощения
встречает значительные трудности в связи с наличием в спектре мощных
полос поглощения воды, которые образуются водой в диапазоне длин
волн 2-25 мкм. Следует отметить, что имеются интервалы спектра, где
вода в тонких слоях пропускает ИК-излучение (Z = 3,5 н- 5,8 мкм и
X, = 6,5 — 10,5 мкм), однако, во-первых, в этих «окнах» отсутствуют
интенсивные полосы поглощения нефти и, во-вторых, при количествен-
ных определениях нефти в водных растворах в этих «окнах» используют
кюветы с малой оптической толщиной-меньшей 0,01 мм. Ограничение
оптической толщины кюветы приводит к снижению чувствительности
абсорбционной ИК-спектрофотометрии до значений концентрации неф-
ти порядка 1-2%. Такая пороговая чувствительность не может удовле-
творить при решении геологопоисковых задач, так как концентрация
нефти в буровом растворе, обусловленная вскрытием скважиной про-
дуктивного пласта, обычно не превышает десятых долей процента.
Поэтому для выделения нефти из бурового раствора используется метод
прямой экстракции селективным растворителем — четыреххлористым
углеродом (ЧХУ) [25]. Для качественного извлечения нефти из бурового
раствора при помощи ЧХУ достаточно однократной экстракции про-
должительностью 1 мин. При этом обеспечивается степень экстракции,
равная 95 + 5%.
Подготовка пробы бурового раствора к анализу сводится:
1) к разбавлению отобранной пробы раствора водой в 100 раз;
2) добавлению к пробе К.Р определенного объема четыреххлористого
углерода ИЧХу, обычно Иб.Р/^чху =1^-5.
3) экстрагированию содержащейся в пробе нефти, для чего смесь
перемешивается в течение 1 мин мешалкой с высокой частотой враще-
ния;
4) отделению и очистке экстракта, для чего смесь центрофугируется
в течение 30 с.
Подготовленная таким образом проба готова к анализу. Время
подготовки пробы составляет порядка 2 мин.
Для проведения массовых экспресс-анализов рекомендуется метод,
при котором измеряют отношение интенсивностей поглощения пробы
на двух длинах волн, причем одна соответствует максимуму поглощения
84
Рис. 35. Калибровочные кривые различ-
ных нефтей при использовании методов
ИК-спектрометрического (7, 7'), ультра-
фиолетового (2, 2') и люминесцентного (3,
3') анализов.
Jn HHieiicHBiiocib люминесценции; D оптическая ilioi-
Hocib пробы; Сн конце»iрация нефти
нефти, в частности X = 3,*42 мкм, а в качестве другой используется
полоса, где поглощение нефти отсутствует, например, X = 4,0 мкм. При
таком способе анализа исключается влияние на измерения многих
неблагоприятных факторов. В этом случае чувствительность анализа
высокая и составляет 0,02-0,05 мг/л. При этом разброс калибровочных
кривых для абсорбционного ИК-метода мал (менее 4%) (рис. 35), что
позволяет использовать в качестве стандарта искусственную смесь
индивидуальных углеводородов. Многочисленные эксперименты с неф-
тями из различных нефтедобывающих районов страны показали приме-
нимость для количественного определения нефти в буровом растворе
закона Бугера-Дамберта-Бера.
Были определены коэффициенты поглощения для разных длин волн
(3,38, 3,42, 3,51 мкм). Для длины волны 3,42 мкм коэффициент поглоще-
ния К (X) наибольший и составляет 10,7. Таким образом, наибольшие
чувствительность и точность измерения нефти в экстракте достигается
ПК-анализом пробы при X = 3,42 мкм. При этом объемная концентра-
ция Сн нефти может быть найдена по формуле
Сн = (^)-Чп(1/Т), (46)
где у-эмпирический коэффициент; Ь-толщина кюветы, см; Т-коэф-
фициент пропускания экстракта, отн.ед.
Погрешность определения при этом не превышает ±6,2%. Общее
время подготовки пробы и проведения анализа не превышает 3 мин.
Особое место в комплексе геолого-технологических исследований
занимает метод оперативного инфракрасного спектрального анализа
остаточного нефтебитумосодержания керна и шлама. В основу разра-
ботанной оперативной методики ИК-анализа положено следующее:
возможность оперативно определять количественное содержание
нефти и битумов в горной породе;
возможность оценивать характер присутствующего в горной породе
органического вещества;
чувствительность, точность и воспроизводимость результатов анали-
за не ниже, чем у применяющегося в настоящее время люминесцентно-
битуминологического анализа;
85
методика подготовки пробы i орной породы для анализа па нефте-
битумосодержание составляет единое целое с методикой такой же
подготовки горной породы на минералогический анализ;
анализ проб на нефтебитумосодержанис и на минеральный состав
производятся одними и геми же техническими средствами.
В разработанной методике расчет концентрации нефтебитумосодср-
жания горной породы производится по известной формуле Бугера
Ламберта Бера, однако способ подготовки проб и алгоритм обработки
результатов анализа для определения как объемного нефтебитумосо-
держания, так и характера органического вещества отличаются от
традиционных.
Методика оперативного ИК-анализа горных пород на нефтебитумо-
содержание заключается в следующем. Отобранный для анализа не
измельченный образец породы объемом около 1 см3 помещается в мер-
ный стакан с ранее налитым туда растворителем. Объем растворителя
должен быть примерно в 10 раз больше объема образца породы. По
приращению объема в мерном стакане за счет помещенного в него
образца породы определяется объем этого образца. Затем образец
с растворителем помещается в ступку и измельчается в течение 2 3 мин.
Этого времени достаточно для почти полного (95-98%) растворения
присутствующих в образце породы углеводородов. Далее после непро-
должительного отстаивания раствора (1-2 мин) его помещают в кювету
из прозрачного для ИК-излучения материала и определяют оптическую
плотность на двух характеристических полосах поглощения углеводо-
родов-СН2 и СН3. Толщина кюветы выбирается исходя из требуемой
чувствительности анализа. Для массовых анализов керна и шлама
удобно использовать кювету толщиной 1 мм.
Образцы шлама или керна необязательно отмывать от бурового
раствора и тщательно просушивать, так как наличие воды в анализи-
руемой пробе раствора не влияет на точность анализа: плотность
растворителя четыреххлористого углерода-1,6 г/см3, и поэтому после
отстаивания раствора происходит разделение воды и растворителя.
Присутствие в растворителе взвешенных мелких частичек породы также
значительно не влияет на точность анализа, поскольку в области
определения оптических плотностей углеводородов отсутствуют полосы
поглощения основных породообразующих минералов, а рассеяние лучей
на частичках незначительное. Последнее объясняется тем, что длина
волн излучения, на которых производится аггализ, и размеры частиц,
присутствующих в растворе, одного порядка.
Аналитическая область данной методики (2850 3050 см1) выбрана
из соображений нахождения в пей наиболее сильной и присущей всем
углеводородам полосы поглощения. Кроме того, излучение от ИК-ис-
точника здесь достаточно интенсивное, что упрощает анализ. При
использовании для анализа указанной области можно применять оптикх
и стекла для кювет из прочных водостойких материалов, таких как
кварц, сапфир, LiF и т.д.
Объемное нефтсбитумосодержание породы определяется по формуле
86
P=ZL EZU
Рис. 36. Пример литологического расчленения разреза и выделения карбонатных
отложений по ИК-спектромстрии проб шлама. Площадь Тенгиз, скв. 41:
а известняк, б ангидриi; в окремнение
*>(*) УР
K(X)byV„'
(47)
где D (X) - оптическая плотность раствора на длине волны X, например
для полосы поглощения группы СН2 соответствующей волновому числу
2926 см-1; К (Z) - коэффициент поглощения раствора на длине волны X;
Ь — толщина слоя раствора (толщина кюветы); у = Ир/Иобщ-коэффициент
растворения углеводородов в растворителе; Ир, объемы соответ-
ственно растворителя и образца породы.
Величина К (X) находится экспериментально и определяется по ка-
либровочным растворам различных углеводородов; у зависит от вида
растворителя, характера растворяемых углеводородов и времени раст-
ворения и изменяется от 0.95 до 0,98. Отношение Ир/Ип позволяет
приводить единицу объема содержащихся в растворителе углеводородов
К единице объема горной породы (например к 1 см3) и делать таким
образом определение нефтебитумосодержания независимым от объемов
породы и растворителя, которые используются для анализа.
По результатам определения минерального состава исследуемого
образца строятся графики содержания минералов в породе, по которым
определяется тип породы, и составляется литологическая колонка
(рис. 36).
«7
§ 2. Гамма-спектрометрический анализ
Этим методом определяются интегральная радиоактивность исследуе-
мого шлама (керна) и концентрация в образце естественных радиоактив-
ных элементов .калия, радия, тория. Каждый из указанных элементов
характеризуется определенной энергией квантов, что позволяет иденти-
фицировать их, анализируя спектр естественного гамма-излучения. По
интенсивности излучения судят о концентрации данного элемента в по-
роде.
Концентрация урана находится из соотношения концентраций урана
и радия, характерного для их равновесного состояния, а концентрация
калия-из природного соотношения концентраций радиоактивного изо-
топа 40К и обычного калия.
Гамма-спектрометрический анализ проводится с помощью трех- или
четырехканальных амплитудных анализаторов (NP-424, N Р-424-4,
АГС-71 и др.) в комплекте со сцинтилляционными датчиками с кристал-
лами Nal или CsI и усилительными согласующими устройствами.
Определение концентраций радиоактивных элементов в пробе шлама
с помощью гамма-спектрометров типа N Р-424 включает три этапа:
установку рабочих окон анализатора для К, Ra и Th с помощью
эталонов или стандартных образцов состава;
измерение скорости счета для К, Ra и Th, содержащихся в исследуе-
мой пробе шлама;
обработку результатов измерений и определение концентраций К,
U (Ra) и Th и общей радиоактивности.
Для литологического расчленения разреза по результатам гамма-
спектрометрического анализа строятся кривые изменения концентраций
К, U (Ra), Th и общей естественной радиоактивности шлама и керна
с глубиной в масштабе 1:500 или 1 :200. Интерпретация заключается
в выявлении аномалий радиоактивности, выяснении причин их возник-
новения и анализе спектрального "состава гамма-излучения. При этом
решаются две основные задачи:
1) осуществляется привязка отбираемых проб к глубинам по радио-
активному каротажу путем сопоставления значений суммарной гамма-
активности по шламу с кривой гамма-каротажа;
2) выясняется природа гамма-аномалий; повышение содержания
тория обычно обусловлено глинистостью, высокая концентрация калия
при низком содержании тория характерна для полимиктовых песчаников
с калиевыми полевыми шпатами, аномалии только по урану часто
отмечаются в битуминозных объектах.
Основные ограничения метода связаны с необходимостью иметь для
анализа представительные пробы шлама (порядка 100 см3), с длитель-
ностью одного цикла измерения (40 мин) и с большим объемом работ,
связанных с вычислением содержания элементов в исследуехмой породе.
На рис. 37 приводится пример использования гамма-спектрометри-
ческого анализа шлама скв. 17 на площади Тенгиз для привязки точек
отбора проб к разрезу и выяснения природы гамма-аномалий по ГК.
88
Рис. 37. Пример использования гамма-спектрометрического анализа для при-
вязки глубин отбора шлама к ГИС и выделения глинистых пластов в карбо-
натном разрезе. Площадь Тенгиз, скв. 17:
а известняк; б ыйна *
Здесь видно соответствие общего хода кривой ГК поведению суммарной
гамма-активности шлама по разрезу. В частности, наблюдается соответ-
ствие аномалии по гамма-каротажу в интервале 4904-4907 м увеличе-
нию суммарной гамма-активности в пробах шлама, последовательно
отобранных с глубин 4895, 4896, 4897 м, что позволяет уверенно привя-
зать глубину отбора проб к ГИС, причем в данном случае «невязка» по
глубине составила около Юм.
Анализ концентраций отдельных радиоактивных элементов показал,
что два пропластка в интервалах 4904-4905 и 4906-4907 м, имеющие
близкие характеристики по ГК и НГК, резко различаются по содержа-
нию урана и тория. Верхний пропласток выделяется повышенной кон-
центрацией тория, нижний-урана. На основании этого пласт в интерва-
ле 4904-4905 м интерпретировался как глинистый, что подтверждается
результатами ИК-спектрометрии.
§ 3. Методы оценки коллекторских свойств по шламу
1. Обзор существующих методов определения коллекторских свойств
пластов по шламу и оценка их информативности. Основным источником
информации о коллекторских свойствах разбуриваемых пород в стацио-
89
парных условиях является буровой шлам, доставляемый в стационар-
ную лабораторию со скважины. При этом измеряется в основном
пористость. Определение проницаемости шлама несмотря на отдельные
положительные результаты, полученные в ПО «Саратовнефтегеофизи-
ка» с помощью так называемою «зонда проницаемости», не получило
широкого распространения из-за трудоемкости и длительности анализа.
Косвенно проницаемость измеряется с помощью ЯМР-анализа на осно-
вании петрофизических зависимостей, выведенных для отложений опре-
деленных литолого-стратиграфических комплексов.
В зависимости от задач можно выделить три основных направления
использования измерений пористости:
пористость по шламу глинистых пород используется для построения
линии нормального уплотнения и прогноза АВПД;
пористость по шламу пород-потенциальных коллекторов грануляр-
ного типа (в основном песчаников и алевролитов) используется для
выделения пластов-коллекторов и оценки их емкостной характеристики;
пористость по шламу карбонатных пород применяется как для
оценки коллекторов, так и для выделения интервалов с вторичным
типом пористости.
Следует отметить, что при откалывании частиц малого размера от
куска породы часть пор уничтожается, поэтому достоверное определение
пористости на образцах малого размера зависит от соотношения между
размерами образцов, размерами зерен (гранулометрическим составом)
и величиной пор. Расчеты и экспериментальные работы, проведенные
в центральной партии ГТИ ПО «Саратовнефтегеофизика», показали, что
при соотношении между размером шламинок D и размером зерен
d гранулярного коллектора D/d > 4 относительное снижение пористости
по указанной выше причине находится в пределах 10%.
Методы определения пористости шлама можно разделить на две
основные группы:
1) определение пористости суммарной пробы шлама, когда оцени-
вается только средняя величина пористости для нескольких шламинок;
2) характеристика интервала по пористости путем измерений по
каждой шламинке.
Из методов первой группы наибольшее значение для лабораторных
условий имеет метод ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), из второй
группы-метод жидкостенасыщения и гидростатического взвешивания.
Очевидно, что достоверность характеристики пород по пористости
в их естественном залегании (in situ) зависит от двух основных факторов:
точности измерения пористости самого шлама и степени соответствия
между пористостью по шламу и пористостью пород в их естественном
залегании. Если изучение влияния первого фактора на достоверность
представляет собой чисто техническую задачу, решаемую с помощью
статистического анализа результатов экспериментальных работ по срав-
нению данных измерений, полученных различными методами, то оценка
влияния второго фактора требует несколько иного подхода. В частности,
требуется критерий оценки, показывающий, насколько достоверно пред-
90
ставляет проба шлама сам пласт, из которою она получена. Изучение
этого вопроса проводилось в центральной партии ГТИ ПО «Саратов-
нефтегсофизика» с помощью следующих модельных экспериментов.
Образцы кернов терригенных пород с гранулярным типом пористости,
которая была определена по стандартной методике, последовательно
дробили на образцы все меньшего размера, приближающегося к средней
величине шламинок.
По этим образцам проводились измерения пористости, причем для
получения более точных значений по нескольку раз.
Интерпретация полученных результатов проводилась методами ма-
тематической статистики, в частности, с помощью критериев Фишера
(для получения информации о соотношении погрешностей из-за неодно-
родностей образца и ошибок измерения) и /2 (для оценки нормальности
распределения). В итоге был еде пан вывод о нормальности распределе-
ния значений пористости образцов шлама (микрообразцов) относитель-
но образца керна (макрообразца), из которого они изготовлены.
При использовании реального шлама возникают дополнительные
трудности. В частности, в процессе выноса шлама происходит его
перемешивание, которое при неоднородности обьскта по вертикали
приводит к искажению истинного закона распределения. О степени этого
процесса можно судить по соотношению мощности однородного пласта
и интервала «размазывания» пробы шлама по стволу скважины, состав-
ляющего по данным ВНИИнефтепромгсофизики в некоторых случаях до
1-1,5 ч. Принимая среднюю величину «размазывания» 1 ч, а скорости
проходки 1 3 м/ч, типичные для Саратовского Поволжья, получаем
достоверную информацию о распределении параметров по пробе шлама
лишь при наличии однородных по распределению пористости пластов
мощностью 1-3 м. При ламинарном потоке и отсутствии застойных зон
по стволу скважины основным фактором «размазывания» является
седиментационная дифференциация. Расчеты показывают, что в этом
случае при тех же заданных параметрах режимов бурения достаточным
условием будет наличие однородности в интервале 0,1-0,2 м. Другим
ограничивающим фактором применимости критерия нормальности яв-
ляется избирательный (по пористости) характер процесса шламообразо-
вания. Логично предположить, что более всего должны разрушаться
частицы с наибольшей порис гостью. Тогда можно, пользуясь подходом,
описанным в работе [15] и решающим аналогичную задачу для керна,
восстановить истинное значение коэффициента пористости пласта.
На практике можно решить более простую задачу: проверить, на-
сколько адекватно пористость по шламу отражает пористость пласта.
Для гранулярных пород критерием для этою сложит соответствие
распределения пористости шламинок нормальному распределению. Ко-
личественно степень соответствия оценивается по различным статисти-
ческим характеристикам: например, асимметрии, эксцессу и т.д. [9].
Нормальность распределения позволяет использовать правило «трех
сигм» для отбраковки данных измерений.
На рис. 38 приведены три основных случая реальною распределения
91
Рис. 38. Основные случаи распределения значений пористости шлама относитель-
но пористости пород в естественном залегании:
а полное соответствие; б избирательное разрушение наиболее пористых учас1ков при шламообразовании
(распределение: / фак1ической порисюсзи по шламинкам knuih, 2 пористости в пласте кп пл in situ;
штриховкой показаны разрушенные частицы); в смешивание в пробе шламинок двух однородных пласюв
с пористошью &П1 и кп2; кп коэффициеш порисюс1и; п nacioia вс!речаемос1и
значений пористости шлама относительно пористости пород на микро-
уровне in situ.
Естественно, что для подробного изучения характера распределения
пористости по шламу необходимы определения по статистически значи-
мой выборке, т. е. не менее 40 шламинок. Использование измерений на
меньшем их количестве возможно, если есть уверенность в отсутствии
или слабом влиянии факторов, описанных на рис. 38,6, в.
Пользуясь экспериментальными данными можно оценить минималь-
ное количество шламинок, достаточное для определения пористости
с заданной точностью. График экспериментальных значений дан на
рис. 39, где,на оси абсцисс отложено количество шламинок, по которым
определялось относительное отклонение пористости от среднего значе-
ния по всем шламинкам (1-по одной шламинке, II-по двум и т. д.), а на
оси ординат-сами значения этого отклонения. При этом значения
(точки) выбирались по закону случайных чисел. Из графика следует, что
при количестве шламинок больше 7-8 (VII-VIII) кривая приближается
к асимптоте. Следовательно, в качестве оценочных измерений можно
рекомендовать оптимальное число 10 шламинок из одного интервала
отбора шлама.
В интервале пласта алексинских песчаников по скв. 3 Черебаевской
площади проводилось подробное изучение последовательно отобранных
проб шлама по статистически значимому количеству шламинок 52, 47
и 48. Как видно на рис. 40, по всем трем интервалам распределение
пористости близко к нормальному закону, средняя же пористость
меняется от 12,5 до 13,3%.
92
Рис. 39. Зависимость относительной погрешности измерения пористости шлама
Лкп от количества шламинок W
Рис. 40. Результаты определения пористости шлама по статистически значимой
выборке. Чсрсбасвская площадь, скв. 3:
а-известняк; б песчаник;» глина, ст среднеквадраiическое ожлонение, п число определений; f-частота
встречаемости
Рис. 41. Пример типизации коллекторов по данным шлама и ГИС. Площадь
Тенгиз, скв. 41
В карбонатных породах закон распределения пористости обусловлен
сложностью процессов диагенеза и эпигенеза и пока неформализован.
При интерпретации данных основную роль играет разность между
пористостью по ГИС и по шламу, несущая информацию о наличии зон
вторичной емкости, так как шлам из-за ограниченности размеров несет
информацию лишь о матричной пористости.
Из представленного на рис. 41 материала видно, что в верхней части
рассматриваемого интервала пористость лежит в пределах 2-4%, при-
чем пористость по ЯМР примерно на 1% превышает пористость по
ГИС, что, по-видимому, обусловлено влиянием поверхностной пленки.
С глубины 4816 м увеличению пористости по ГИС соответствует увели-
чение пористости по шламу. Ниже 4820 м высоким значениям пористо-
сти по ГИС (9-10%), наоборот, соответствует снижение пористости
шлама до 2-3%, что позволяет уверенно отнести этот интервал к поро-
вому типу коллектора. Аналогичное обобщение материала по ряду
скважин (Тенгиз, скв. 41, 17, 44) позволило выявить статистические
закономерности, исходя из которых была найдена связь между типом
пористости и самой величиной по ГИС. В результате было показано, что
в интервалах с пористостью больше 8-10% наблюдается развитие
вторичной емкости. Привлечение другой информации по керну и ГИС
подтвердило сделанный вывод.
Критическое осмысление материалов об изменении пористости по
отдельным шламинкам позволяет сделать вывод о нецелесообразности
94
дальнейшего повышения точности меюдов определения емкостных
характеристик, оперирующих с суммарными пробами шлама (например,
некоторые модификации ЯМР), так как среднее значение пористости
зачастую не соответствует истинной пористости изучаемого объекта
(пласта). С другой стороны, совершенствуя технику и методику единич-
ных измерений в направлении повышения точности, можно, используя
аппарат математической статистики, существенно повысить достовер-
ность шламового опробования и получить принципиально новые харак-
теристики распределения пористости на уровне соответствующих при-
родных объектов.
2. Метод ядерно-магнитного резонанса. Сущность метода ЯМР за-
ключается в резонансном поглощении энергии радиочастотного поля
ядрами водорода, находящимися в постоянном магнитном поле, и по-
следующем ее излучении на характеристической частоте-частоте сво-
бодной прецессии. В аппаратуре электромагнитная энергия подается на
образец импульсами, в промежутке между которыми может измеряться
как суммарная величина сигнала (так называемый сигнал свободной
прецессии ССП), так и релаксационная кривая (изменение амплитуды
ССП в зависимости от времени ее регистрации). Изменение амплитуды
ССП позволяет получить информацию о воДородосодержании флюида
в исследуемом образце, а при насыщении образца жидкостью с извест-
ным содержанием водорода-о пористости.
Характер поведения кривой релаксации говорит о степени подвижно-
сти жидкости, в молекулы которой входит водород. В итоге по кон-
кретным геологическим объектам можно найти связь между парамет-
рами кривой релаксации и остаточной водонасыщенностью, проницае-
мостью, глинистостью пород.
Для определения ядерно-магнитных характеристик образцов керна
и шлама во ВНИИЯГГе был создан прибор АОКС-1. Определения по
керну в нем проводятся на цилиндрических штуфах диаметром
10-12 мм и высотой до 3 см.
Измерения по шламу ведутся на пробах, засыпаемых в пробирку
и заполняющих объем около 3-4 см3. Вопрос учета суммарного объема
шламинок решается методически при использовании одночастотной
методики путем двух последовательных измерений ССП-от пробы
шлама с пространством между частицами, заполненным керосином или
водой, и с заполненным фторорганической жидкостью (ФОЖ). Приме-
нение ФОЖ обусловлено ее высокой плотностью, инертностью по
отношению к воде или керосину, а также отсутствием в ее составе
протонов водорода. Разность показаний между двумя этими измере-
ниями дает информацию об объеме пространства между частицами
и соответственно об объеме образца.
Двухчастотная методика исключает операцию по вытеснению жид-
кости, заполняющей пространство между частицами, фтороорганиче-
ской жидкостью. При ее применении проводятся два замера с образцом
шлама залитым ФОЖ: первый-на частоте прецессии ядер водорода,
второй - на частоте фтора. Величина второго сигнала дает информацию
95
об объеме жидкости, заполняющей пространство между частицами.
Опыт применения ЯМР для оценки коллекторских свойств шлама
показал, что он является наиболее перспективным из методов первой
группы - измеряющих усредненные характеристики для суммарной про-
бы шлама.
3. Определение открытой пористости, объемной и минеральной плотно-
сти методом жидкостенасыщения и гидростатического взвешивания с по-
мощью торсионных весов. Описываемый метод является модификацией
широко распространенного в лабораторной практике метода определе-
ния открытой пористости образцов произвольной формы путем на-
хождения массы сухой породы на воздухе тс (сушка производится при
105 °C), массы /Инос.в породы, насыщенной известной рабочей жидкостью
с плотцостью рж, и массы тнасж насыщенной породы, погруженной
в рабочую жидкость (гидростатического веса).
Расчет коэффициента пористости ка, равного отношению объема пор
Кор к общему объему породы Иоб1Ц, ведется по формуле
О^нас.в ^с)/(^нас.в ^нас.ж) • (48)
Минералогическая плотность, равная плотности твердой фазы поро-
ды, находится по формуле
Рм Рж •
^нас.ж
Объемная плотность р0, т. е. плотность сухого образца
(49)
(50)
Ро — _ Рм •
^нас.в ^нас.ж
Практика работы со шламом показала, что наиболее подходящим
инструментом для взвешивания являются торсионные весы марки
ВТ-100 и ВТ-500. Это обусловлено следующими причинами:
торсионные весы по своим габаритам и диапазону измерений наи-
более соответствуют исследуемому объекту;
отсутствие необходимости применения набора равновесов резко
увеличивает скорость процесса одного измерения;
торсионные весы не чувствительны к вибрациям и позволяют приме-
нять методику в полевой обстановке.
Основной трудностью в переходе от обычной методики для образцов
керна к шламовым определениям является резкое возрастание влияния
поверхностной пленки на погрешность измерения из-за уменьшения
размера образца. Поэтому очень важным в технологии работ является
процесс снятия поверхностной пленки с образца для получения массы
сухой породы.
Снятие этой пленки производится путем прокатывания шламинки по
салфетке из фильтровальной бумаги. Критерием чее снятия обычно
служит отсутствие блестящих поверхностей на шламинке. При этом
очень важно остановить процесс снятия пленки на определенном этапе,
96
за которым начинает вытягиваться жидкость из пор образца. Для этого
фильтровальную бумагу заранее смачивают в рабочей жидкости, что
резко замедляет процесс и позволяет его контролировать.
Существенно повышает точность измерения пористости и плотности
шлама применение в качестве рабочей жидкости керосина из-за его
низкого коэффициента поверхностного натяжения. Работа со шламом по
этой методике показала, что очень важно также накопление опыта
оператором с контролем результатов по эталонным образцам. Анализ
результатов работ показал, что методика с применением в качестве
рабочей жидкости керосина в настоящее время является базовой для
контроля результатов других методов. Применяться она может в основ-
ном в стационарном варианте.
На скважине можно применять с ущербом для точности измерения
следующие модификации: с применением в качестве рабочей жидкости
солевого раствора; с использованием естественной сушки под вентиля-
тором; с применением только двух взвешиваний-шнас ж и тнас.в и пере-
счетом пористости исходя из табличного значения минеральной плотно-
сти и т.д.
Опыт работ показал, что иногда и данные минеральной плотности
можно использовать в качестве дополнительных критериев для литоло-
гической диагностики пород. Например, четко выделяется переход от
доломитов к ангидритам, от известняков к доломитам.
§ 4. Исследование сорбированных углеводородных газов
Как следует из предыдущего изложения, эффективность применения
газового каротажа по раствору существенно зависит от ряда факторов:
степени разбавления газа, поступающего в раствор из породы; оттесне-
ния газосодержащего флюида под действием противодавления столба
бурового раствора в пласт; влияния различных добавок в раствор и т. д.
В качестве дополнительной информации используются результаты
термовакуумной дегазации шлама и керна, при которой извлекаются
газы из открытых пор. Зачастую и она не дает желаемого эффекта, так
как происходит естественная дегазация, особенно в случае хорошей
проницаемоеj и породы.
Однако уже с 50-х годов известны попытки извлечения «связанных»
углеводородных газов (УВГ) из образцов пород, уже подвергшихся
термовакуумной дегазации. Для обозначения этих газов в то время
применялся в основном термин «газы закрытых пор».
В тематических партиях ПО «Саратовнефтегеофизика» ряд лет про-
водились исследования по механической дегазации горных пород. Было
разработано несколько типов дегазаторов и найдены эмпирическим
путем интерпретационные критерии, в основном для классификации
пластов на покрышки-коллекторы и «ближнего» (при приближении
4-1215 97
Группа газов Форма нахождения 1азов в породе Фазовое сосюяние газов Сиды удерживания газов, ограничи1еди движения модекуд
С вободно-раство- ренных Капиллярно-кон- денсированных Сорбированные Пустотная Капиллярная Поверхностная Внутрикристал- лическая Свободные Растворенные Капиллярно-кон- денсированные Адсорбированные » Стенки пустот Диполи Н2О и ионы Капиллярные Вандерваальсовы Кристаллическая решетка минералов
к пласту во время бурения) прогнозирования залежей. Однако низкая
надежность аппаратуры и отсутствие обоснованных теоретических мо-
делей нахождения газов внутри породы не позволили данному методу
выйти за рамки чисто тематических работ.
Основной объем исследовательских работ по изучению «связанных»
газов проводился во ВНИИЯГГе, где испытывались различные способы
дегазации (вакуумные, термические, химические и воздействием различ-
ных физических полей). Накопленный здесь фактический материал обоб-
щен в многочисленных монографиях и сборниках [28 и др.]. Основным
содержанием работ во ВНИИЯГГе последнее десятилетие являлось
изучение результатов дегазации способом термогазохроматографии и
использование пиролитических методов анализа с интерпретацией ре-
зультатов в основном по зарубежным методикам.
В результате работ по извлечению УВГ из пород различными
методами здесь были получены некоторые обобщенные модели на-
хождения УВГ в породах и их количественного соотношения. Пример
такой модели дается в работе [8] (табл. И).
Опробование этих способов показало, что в изменении количества
и состава газов, извлеченных из пород всеми тремя способами, сущест-
венную роль играет влияние нефтегазонасыщенности объектов.
Однако в настоящее время наиболее разработана методика интер-
претации результатов способа химической дегазации, позволяющего по
определенным критериям выделять конкретно характер насыщения
пластов. Создание аналогичных по эффективности методик по двум
другим методам затрудняется из-за применения при дегазации повы-
шенных температур, приводящих к новообразованиям У В, которые
искажают первоначальный газовый состав.
Методика оценки нефтегазоносности карбонатных коллекторов, раз-
работанная во ВНИИнефти и ВолгоградНИПИнефти (Г. С. Степанова.
П. В. Михальков), с помощью анализа сорбированных УВ позволяет
классифицировать разрез следующим образом: продуктивный нефте-
98
Таблица 11
Орион1ировочпое содержание в породе, % УВГ Mei оды извлечения из пород Информа । ИВНОС1 ь pen ibiaюв Д 1Я поисков ПО 10 шы\ ископаемых
Преобладающий сослав СН4, “о суммы УВГ' Тип
30 50 Легкий твд, мд Низкая
5 30-50 Средний Не разработан Не выявлена
25 30 Тяжелый ТД3 250 Высокая
40 30 50 Средний Не разработан Нс выявлена
газонасыщенный пласт (Н), нефтегазонасыщенный слабопроницаемый
(СН), нефтеводонасыщенный (НВ), слабопроницаемый нефтеводонасы-
щенный (СНВ), водонасыщенный (В), слабопроницаемый водонефте-
насыщенный (СВН), водонефтенасыщенный (ВН), слабопроницаемый
водонасыщенный (СВ).
Опробование этой методики с положительными результатами про-
должалось ПО «Саратовнефтегеофизика» в течение двух лет. Особенно
ценными оказывались результаты этих работ в ситуациях, когда тра-
диционные методы испытывали трудности в оценке характера насыще-
ния перспективных пластов.
Так, по скв. 1 Западно-Степной площади (рис. 42) единственным
критерием выделения маломощного продуктивного коллектора в про-
цессе бурения было газосодержание шлама, подтвержденное нефтяной
характеристикой по сорбированному газу. По скв. 2 Западно-Степной
площади (рис. 43) перспективный пласт-коллектор, подтвержденный ре-
зультатами испытаний, не выделяется по данным газового каротажа по
раствору и шламу, в то время как верхняя часть карбонатного пласта
характеризуется нефтяной характеристикой по сорбированному газу. И,
наконец, по скв. 1 Белокаменной площади карбонатный водонасыщен-
ный пласт (по данным ИПТ и сорбированному газу), наоборот, отмеча-
ется высоким г азосодержанием по раствору (рис. 44).
Ч
Рис. 42. Выделение нефтегазонасыщенного объекта в карбонатном разрезе по данным ГТИ. Западно-Степная площадь, скв. 1:
а извес!няк; б глина
Рис. 43. Сравнительная характеристика результатов газового
каротажа, исследования сорбированных газов и работ с ИПТ.
Западно-Степная площадь, скв. 2.
Условные обозначения см. на рис. 42
-U a J I?—rj e
Рис. 44. Сравнительная характеристика результатов газового каротажа, исследо-
вания сорбированных газов и работ с И ПТ. Белокаменная площадь, скв. 1:
а известях; б ыина; в алевроли!
§ 5. Оценка структурно-минералогических особенностей пород
визуально-оптическими методами
Для получения дополнительной информации, детализирующей резуль-
таты анализа шлама экспресс-инструментальными методами, привле-
каются визуальные литологические исследования, позволяющие оценить
литологические и структурные свойства пород путем прямого наблюде-
ния шлифа из исследуемого образца под микроскопом.
Изучение литологических особенностей пород в шлифах практически
не отличается от аналогичных работ по керну. Трудности обусловлены
в основном малыми размерами объекта исследования. Методика лито-
логических исследований по шлифам достаточно разработана и описана
в литературе.
Исследование микроструктуры пород-коллекторов представляет од-
ну из актуальных задач нефтяной геологии, так как количественный
анализ параметров микроструктуры этих пород необходим для подсче-
102
тов запасов нефти и газа, для проектирования разработки нефтяных
месторождений, для выбора способа заводнения и для решения про-
блемы повышения нефтеотдачи пласта. Кроме того, исследование мик-
роструктуры представляет собой одно из важнейших направлений в пет-
рофизике, а знание микроструктурных особенностей пород-коллекторов
повышает достоверность интерпретации данных ГИС. Структурный
фактор оказывает большое влияние на такие параметры, как удельное
электрическое сопротивление, содержание связанной воды, скорость
распределения упругих волн, прочностные и акустические свойства
пород.
Теоретической предпосылкой применения оптического метода ана-
лиза микроструктур являются работы П. П. Авдусина, М. А. Цветковой,
Г. И. Теодоровича, А. Ф. Богомоловой, а также ряда зарубежных авто-
рОВ;
Кроме того, непосредственное наблюдение формы, размеров и рас-
пределения в породе основных видов пустот и соединяющих их каналов
дает данному методу неоспоримые преимущества перед другими спосо-
бами (капиллярным, сорбционным и др.) изучения микроструктуры
пород-коллекторов.
Количественный анализ микроструктуры пород-коллекторов осно-
вывается на ручных и автоматизированных измерениях в шлифах
гранулярных пород с предварительной пропиткой пустот окрашенным
материалом [10].
Изучение пустотного пространства проводится на основе специально
разработанный схематической классификации типов структур пустотно-
го пространства (приложение 18) с учетом количественной оценки
параметров, характеризующих тот или другой тип пород-коллекторов.
Каждый из выделенных типов структур пустотного пространства
характеризуется определенным комплексом признаков:
1) межзерновой тип-поровое пространство повторяет очертания
оконтуривающих его зерен;
2) тип межзерновой с внутризерновым определяется совместным
существованием меж- и внутризерновых пустот;
3) гантельный тип - пустотное пространство состоит из пор, соеди-
няющихся между собой либо посредством тонких проводящих каналь-
цев, либо через тонкопористую матрицу;
4) губчатый тип-характеризуется хорошей связью основных ячеек.
Каналы, связывающие отдельные пустоты, практически представляют
собой суженные участки порового пространства;
5) трещинный тип-в чистом виде не придает породе коллекторских
свойств, хотя в результате растворения по трещинам в породах (особен-
но в карбонатных) возникает довольно значительная пористость. Кроме
того, значение пустот данного типа резко возрастает при сочетании их
с пустотами других типов;
6) смешанный тип-характеризуется совместным нахождением по
крайней мере двух элементарных типов структуры пустотного простран-
ства.
103
Авторами предпринята попытка количественной оценки параметра
открытой пористости по шламу. Поскольку пробы шлама и образцы
керна вследствие ряда условий трудно получить с одних и тех же глубин,
изучение погрешностей оптического метода проводилось на специально
подобранной коллекции песчаных коллекторов, отобранный по площа-
дям Саратовского Правобережья. Для эксперимента были взяты 15
образцов с вариациями изменения пористости, определенной методом
керосинонасыщения, от 9,5 до 28,5%. Образцы были раздроблены
в ступке на мелкие кусочки (диаметром 5-7, 7—10 мм), имитирующие
обломки пород, толщина которых была доведена до 1-1,5 мм шлифов-
кой на портативном шлифовальном станке. После этого образцы были
насыщены под Вакуумом бакелитом, окрашенным Суданом, согласно
методике [10].
Учитывая, что шлам сам по себе не является идеальным материалом
для изготовления шлифов, пропитанные окрашенным материалом плас-
тинки скрепляли смолой по 3-5 шламинок и помещали в специальные
формочки с размерами 20 х 20 мм для изготовления тонкого шлифа.
При определении пористости т в шлифах нами был принят способ
оценки этого параметра, основанный на совмещении изображения с сет-
кой и замере числа узлов сетки (пересечений) пп, попавших в поры, тогда
т = njnc, где пс число узлов сетки.
Для увеличения точности определений совмещения повторяли до 20
раз, смещая шлиф в случайном порядке поворотом столика и переме-
щением препаратоводителя (табл. 12; рис. 45).
Результаты статистико-математической обработки единичных опре-
делений пористости по каждой серии замеров приведены в табл. 13.
Анализ данных табл. 12 и 13 позволяет сделать следующие выводы.
1. Значения пористости, определенной различными методами, до-
вольно хорошо согласуются между собой (рис. 45,?).
2. Средняя величина ошибки 5 определения пористости оптическим
методом колеблется в довольно узких пределах (2,48 3,29). Это позво-
ляет предполагать, что оценка пористости пород практически не зависит
Площадь, номер Глу- - Резулыан.1
скважины бина. о । бо- ра шла- ма. м
1 2 4 5 6 7 8 9 К)
Сплавнухинская, 41 3098 6 4 10 12 8 7 5 3 4 4
Родионовская. 4 1582 12 10 15 8 И 13 7 18 14 12
Сплавнухинская, 41 1900 18 17 16 14 13 15 19 20 21 18
Родионовская, 4 1585 17 22 20 18 • 16 19 20 23 21 19
Аткарская, 6 2161 25 20 21 18 15 24 20 19 18 19
Федоровская. 2 1857 20 24 25 29 28 27 24 20 19 26
104
Рис. 45. Результаты измерения пористости оптическим методом.
Образцы (черным показаны поры) а Сплавнушинская площадь, скв. 9, ишервал о (бора шлама 3350
3353 м, песчаник кварцевый, мелкозернишый пористос 1ью 19,5%. проницаемое (ыо 450- 10 ,s м2; б Сплав-
нушинская «лошадь, скв. 15. ишервал о (бора шлама 3420 3423 м, песчаник полевошпаюво-кварцевый,
крупно-среднезернистый порисtос !ью 24%/1роницаемос1ЬЮ 894- 10 15 м2, в кривые изменения пористост
по результатам ее измерения отическим меюдом, г график корреляции резулыаюв определения по-
ристости: к'п оптическим методом, А." методом Преображенского
Таблица 12
замеров Среднее значение порисiос in. % Порис 1 ОС 1Ь по Преображен- скому, %
И 12 13 14 15 16 17 18 19 20
8 7 6 5 11 9 10 13 6 8 7,3 9,5
10 И 10 16 15 14 18 19 14 12 12,8 14,8
17 17 15 14 16 20 21 19 15 14 16,9 15,8
18 15 14 18 16 17 15 12 21 20 18,0 19,4
24 23 25 26 20 17 19 21 22 24 21,0 23,0
28 25 22 27 26 21 23 24 22 28 24,5 25,1
105
Таблица 13
i э
7,30 8,116 2,85 0,3891 -0,800
12,95 10,79 3.29 0,0993 -0,678
16,95 6.155 2,48 0,1646 -1,104
17.70 п 9,484 3,08 -0,0983 -0,955
21,00 9,158 3.03 -0,0352 -0,911
24,40 9,095 3.02 -0.2296 -1,084
Примечание Ко тчес1Во определений и = 20. оценки
неквадраiическо!о оiк.юнения. 4 асимме1рии. Э эксцесса
среднею шаиення. дисперсии, s сред-
Таблица 14
Ап. °о, но метлу Преображенско! о кп. °о. но «Кван[имен злу-720» Ап. °о. но [ученный при авюмаги- ческом ана тэе микросгрук1\р в НВ ниигг
13,1 12,97 10,1
7,9 8,79 9,1
3,57 3.87 2,3
от объема пустотного пространства: почти идентичные отклонения
получены для образцов как с низкой емкостью, так и с высокой.
3. Значения пористости изменяются от одного замера к другому
в довольно широких пределах, что обусловлено микронеоднородностью
исследованных образцов. Подтверждением этого служат небольшие по
абсолютной величине оценки асимметрии и эксцесса (причем величина
асимметрии принимает как положительные, так и отрицательные значе-
ния), что позволяет с уровнем значимости менее 5% принять гипотезу
о нормальном законе распределения.
4. Отмечающееся некоторое занижение пористости, определенное
оптическим методом, очевидно, обусловлено неполной пропиткой кра-
сящим материалом тонких пор образцов.
5. Применение оптического метода дает возможность наблюдать
действительную картину открытой пористости пород и тем самым
выделять пустоты, возникшие в результате рыхления и транспортировки
шлама по стволу скважины; структурно-текстурные особенности по-
зволяют отличать забойную породу от образцов породы, обрушившейся
со стенок скважины.
Сравнение значений коэффициента пористости, определенного раз-
личными методами, обнаруживает удовлетворительную сходимость ре-
зультатов (табл. 14).
Выявленные зависимости показывают, что параметр открытой по-
ристости, замеренный по плоскому срезу породы, адекватно отражает
объемные характеристики коллектора, особенно при отсутствии анизо-
тропии его свойств.
106
Глава Ш
НЕКОТОРЫЕ ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ДЛЯ ГТИ
МЕТОДЫ ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЛЕНЕНИЯ РАЗРЕЗА
И ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВ ЕГО НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
В настоящее время имеются методы, которые при соответствующем
технико-методическом обеспечении могут быть применены в общем
комплексе ГТИ. Остановимся подробно на двух, на наш взгляд, наибо-
лее перспективных. В плане литологического расчленения разреза. К ним
относятся исследования ИК-методами мелкой фракции твердой фазы
бурового раствора. Эта методика разрабатывается в центральной пар-
тии ГТИ ПО «Саратовнефтегеофизика» и показала обнадеживающие
результаты. Особую ценность она представляет в случаях отсутствия
выноса шлама при разбуривании рыхлых пород или применения долот
истирающего типа.
Для оценки перспективности разреза на нефтегазоносность возможно
применение пиролитических исследований по методике «Рок-Эвал»,
широко применяющейся за рубежом. Методика позволяет не только
выделять нефте- или газонасыщенные интервалы, но и оценивать пер-
спективность разреза в более широком смысле, с позиции «большой
геохимии», а именно: определять стадию нефтеобразовапия, на которой
находятся данные породы, нефтепроизводящий потенциал^породы и т. д.
Применение этой методики сдерживается в основном не методическими
причинами, а отсутствием надежной отечественной аппаратуры.
§ 1. Методика определения литологического состава пород
по шламу мелких фракций
Достоверность опробования шлама зависит от его фракционного соста-
ва, степени загрязненности при его образовании и транспортировке на
земную поверхность, точности привязки к фактическим глубинам зале-
гания.
Порода при разбуривании переходит во взвешенное в буровом
растворе состояние. Причем одна ее часть находится в растворе в виде
крупной фракции (больше 2 мм-шлам в обычном понимании), другая
(меньше 2 мм-так называемая пульпа)-в виде мелкой фракции. При
недостаточной очистке раствора от твердой фазы часть мелкой фракции
снова попадает в скважину и происходит постепенное накопление поро-
ды в растворе («заражение» ею).
Содержание разбуренной породы в растворе будет зависеть от
следующих факторов:
количества прошедшего через скважину раствора в единицу времени
Q:
107
интервала, пройденного долотом за единицу времени,- механической
скорости гмсх;
диаметра долота Рд;
количества обвальной породы, попавшей в раствор.
Найдем теоретическую зависимость содержания выбуренной породы
в растворе от факторов, наиболее всего поддающихся учету при буре-
нии,- Q, vMex, 1)д. Практический интерес в данном случае представляет
содержание мелкой фракции. Отношение ее к объему всей разбуренной
породы обозначим через К-степень измельчения:
К = УМ.Ф.П/УВ.П7 (51)
где Км.ф.п - объем мелкой фракции породы; УВЛ1- объем выбуренной
породы.
Пусть за время t долото проходит расстояние /, тогда t = I Т, где
Т- продолжительность бурения мерного интервала. Зная диаметр сква-
жины £), находим объем выбуренной породы: К.п = /(л£2/4)- Объем
мелкой фракции породы соответственно Ум.ф.п = KlnD2/^. Объем раство-
ра, прошедший через скважину за время Z, Ур = Qt = QtT. Объемная
концентрация мелкой фракции разбуренной породы
СМ.Ф.П = V^JVp = KIkD2/4QIT= KtiD2/4QT. (52)
При бурении скважин на нефть и газ применяются в основном
глинистые растворы, содержащие твердую фазу (в основном глинистую)
и воду. Для достижения определенных геологических свойств в раствор
вносятся добавки, однако в большинстве случаев содержанием их можно
пренебречь.
Одним из основных параметров, характеризующих раствор, является
его плотность рр = Рр/Ир, где Рр-масса раствора в объеме Ур. Вводя
величины рт.ф.р- плотность твердой фазы раствора, рв- плотность воды,
Ит.ф.р-объем твердой фазы раствора, Уъ-объем воды в объеме раствора
Ур, т. е. Ур = К.ф.р + К> получим
Рр Рт.ф.р ^.ф.р 4" РвКЛК.ф.р 4“ ^в)*
(53)
' Введем понятие -объемное содержание твердой фазы в растворе:
Ст.ф.р = К.ф.р/(К.ф.Р 4" Ю- Проведя соответствующие преобразования, из
двух последних равенств получим
1
1 + [(Рт.ф.р - Рр)/(Рр - Рв)] ’
(54)
108
Объемная концентрация твердой фазы входящего раствора Сг ф р„х,
а выходящего-Стфрвых = (Ц.ф.р + = К.ф.р/К, + К,.фп/И =
С Д- С '
^т.ф.р ' ^ м.ф.п
Для изучения минерального состава вода из раствора удаляется,
поэтому важна не объемная концентрация мелкой фракции выбуренной
породы в растворе, а концентрация этой фракции в суммарном объеме
твердой фазы в растворе на выходе, равном К.ф.р.вых = К.ф.р + Км.ф.п. Она
определяется выражением
^1 _ ^м.ф.п _______ ^М.ф.п ^р Ом ф п
мфп = К.Ф.Р + К,.ф.п = ц.ф.п + им.фп = стф.р + см.ф.„ •
Из выражений (52) и (54) получим
О м.ф.п /4 1 '
1 + /----------------------
[KnD2 t । рт.ф.р-рр
\ РР - Рв ,
На практике наиболее употребительны следующие размерности:
плотность, г/см3; диаметр скважины, см; расход раствора, л/с; продол-
жительность бурения, мин/м. При использовании этих размерностей
в формулу следует ввести коэффициент:
/ 4
1 + 600
—[------Г—• (56)
—:------\QT
Рт.ф.р Рр I
Рр - Рв /
Оценим величину объемного содержания мелкой фракции выбурен-
ной породы в твердой фазе раствора для типичных в Саратовском
Поволжье значений плотности, расхода промывочной жидкости и про-
должительности бурения.
Примем Q = 20 л/с; Т= 10 мин/м; рр = 1,1 г/см3; рт.ф.р = 2,6 г/см3;
К = 0,7; D = 216 мм. Тогда С'м.ф.п = 2,85%.
График зависимости содержания С'м.ф.п мелкой фракции выбуренной
породы в твердой фазе бурового раствора от Q и Т для коэффициента
измельчения, равного 0,7, приведен на рис. 46.
В Саратовском Поволжье значения Т находятся в основном в пре-
делах 10 40 мин/м, расход промывочной жидкости Q-в диапазоне
10 -40 л/с. Зона, соответствующая им на рис. 46, заштрихована. Значе-
ния С'м.ф.п двух последовательных интервалов разреза п и п -I- 1
С„+1/С„ = (1 +5%^)/(1
\ / \ ^/1+1
где В = 2400/лР 2 (Рт ф р ~ Рр
V Рр ~ Рв
109
т. е. в общем виде
О Т
1 4- Я— к
К \
----------------------\С
1 _1_ р Qn+ +11
Рис. 46. Зависимость содержа-
ния мелкой фракции выбурен-
ной породы См.ф.п в твердой
фазе бурового раствора от рас-
хода промывочной жидкости Q
(шифр кривых) и продолжитель-
ности бурения Т при коэффи-
циенте измельчения К = 0,7
и плотности раствора р =
= 1,1 г/см3
(57)
Таким образом, чтобы сравнить несколько интервалов по содержа-
нию мелкой фракции в твердой фазе раствора, необходимо выбрать
концентрацию в одном интервале за опорную, а для остальных интерва-
лов брать с поправками за К, Q, Т, т.е. использовать нормализованные
значения концентраций. Так как величины Q и Тизмеряются в процессе
ГТИ, единственной величиной, трудно поддающейся учету, является
величина К. Его величину приближенно можно оценить по литератур-
ным данным [34, 35]. Однако из сказанного выше следует, что получение
достоверной информации о составе проходимых отложений по сравне-
нию с составом твердой фазы входящего и выходящего растворов для
скважин Саратовского Поволжья практически не осуществимо, так как
требует слишком высокой точности определения минерального состава
твердой фазы.
Более реальным является способ анализа минерального состава
твердой фазы раствора, обогащенного выбуренной породой, основан-
ный на удалении мелкой фракции как содержащей наибольшее количе-
ство частиц глинистого раствора [2].
Для исследования фракционного состава твердой фазы бурового
раствора по скв. 16 Михалковской площади был проведен грануломет-
рический анализ. Изучение полученных фракций с помощью бинокуляра
показало, что для фракции больше 0,3 мм предпочтительней анализ,
проводимый в ТИСИЗ, так как при этом используется пирофосфат
натрия, исключающий слипание глинистых частиц в крупные агрегаты.
Результирующая кривая распределения частиц крупнее 0,02 мм по фрак-
циям приведена на рис. 47, на котором показано также усредненное
распределение по фракциям разбуренной породы для известняков, глин,
ПО
Рис. 47. Распределение фракционного состава твердой фазы бурового раствора.
Кривые: / ио данным скв. 16 Михалковской площади, глубина Н00 м, расход бурового расгвора 20 л/с,
плонюсчь буровою раовор 1,08 izcm\ роторное бурение; 2 усредненная для извесгняков, глин, песчаников
по данным ВНИИКнеф1Ь [12]. стендовые испытания, анализ выбуренной породы; 3. 4 результант
исследования саригюхского бен гони га cooi воствепно 1- и 3-го сорюв [20], п nacioia вс!речаемости;
D диаме1р частиц
песчаников по данным ВНИИКРнефть [12], а для сравнения даны также
распределения по фракциям бентонита различных сортов [20]. Здесь же
отмечены значения наименьших фракций, отделяемых различными кон-
струкциями применяемых очистных сооружений.
Пескоотделитель на отечественных буровых установках обеспечивает
отделение фракций больше 0,08 мм, илоотделитель - больше 0,03. Луч-
шие зарубежные вибросита фирм «Бароид», «Свако», «Билхэм» дают
отделение фракций крупнее 0,017 мм.
Анализ приведенных распределений показывает, что если отделять из
бурового раствора фракцию крупнее определенного граничного значе-
ния, например, 0,05 мм, то при наличии второй и третьей ступеней
очистки бурового раствора обогащение его в интервале средних диамет-
ров частиц до 1 мм будет незначительным. Существенное обогащение
можно получить лишь при отсутствии второй и третьей ступеней
очистки.
По характеру реальной кривой распределения видно, что, во-первых,
наличие второй ступени очистки на скв. 16 Михалковской площади
привело к резкому уменьшению содержания крупной фазы и, во-вторых,
выбуренная порода характеризуется более мелким составом, чем следует
из литературных данных.
Анализируя полученные результаты, можно прийти к выводу о том,
что, используя фракцию с размером частиц более 0,05 мм, можно
получить информацию о составе разбуриваемой породы (на рис. 46
111
заштрихованная зона) при двух, а тем более, трехступенчатой очистке.
Положительным моментом в использовании для литологического
расчленения пульпы является также то, что при этом нет необходимости
учета времени седиментационного оседания шлама при привязке глубин
отбора пульпы, так как мелкие частицы пульпы поднимаются практиче-
ски вместе с раствором.
Для проверки практической применимости способа в скв. 5 Рогожин-
ской площади в интервале 3111-3137 м было отобрано 28 проб бурового
раствора через каждый метр проходки. Скважина в этом интервале
бурилась роторным способом. Расход жидкости изменялся в пределах от
20 до 26 л/с. Разбуривались терригенные и карбонатные породы алексин-
ского возраста. В стационарных условиях образцы были подвергнуты
гранулометрическому анализу и отделена фракция крупнее 0,05 мм.
Высушенные пробы подверглись ИК-спектрометрическому анализу на
полевом ИК-анализаторе.
На рис. 48 приведены результаты корреляции полученных данных
с ГИС. Привязка глубин по инструменту с глубинами ГИС производи-
лась с помощью механического каротажа. Разница в глубинах по
инструменту и по ГИС составила около 5 м.
Пересчет для отдельных проб по палетке показал, что содержание
кварца изменяется в пределах от 20% (глубина при отборе 3115 м) до
28% (глубина 3119 м), содержание глин-0-20%, карбонатов-60 80%.
Большое содержание карбонатов связано, по-видимому, с «нарабатыва-
нием» в растворе частиц известняка при разбуривании карбонатной
толщи.
0 20 4 0 60 80 100 мин/м
Рис. 48. Литологическое расчленение разреза скв. 5 Рогожинской площади по
данным исследования пульпы бурового раствора фракции крупнее 0,05 мм
в сопоставлении с данными ГИС.
112
На рис. 48 видно, что кровля ыинистой толщи в интервале 3117 —
3121 м характеризуется повышенным содержанием глинистых минера-
лов и кварца. Увеличение содержания кварца, вероятно, связано с алев-
ролитовыми прослоями, часто встречающимися в аргиллитах алексин-
ского возраста. Кроме того, известно [5, 20], чю подавляющая часть
глинистых пород имеет не меньше 20% алевритовой примеси, обычно
кварцевого состава. В подошве отмечается увеличение содержания
карбонатов.
Песчаник, залегающий на глубине 3121-3125 м, отмечается повы-
шенным содержанием кварца. Количество глин и карбонатов изменяется
в широких пределах.
Глинистый пропласток в интервале 3125 3125,6 м, хорошо выде-
ляющийся по диаграммам БК, АК и механического каротажа, характе-
ризуется увеличением содержания глинистых минералов, уменьшением
содержания кварца и соответственно большим количеством карбоната.
Лежащий ниже песчаный пласт отбивается по более высоким, чем
в предыдущем пласте, концентрациям кварца. Из пласта известняка
в интервале 3127,4-3128 м проба не отбиралась. Следующая проба
приходится уже на аргиллиты из интервала 3128-3129 м и отличается
повышенными значениями глинистых минералов. Залегающий ниже
пласт известняка характеризуется высокими значениями ИК-фильтра по
карбонатам. К его подошве содержание карбонатов падает, что может
быть связано с постепенным переходом к песчаному пласту. Песчаный
пласт, начинающийся на глубине 3131 м, отмечается более высокой
концентрацией кварца. Причем в пределах этого пласта более уплотнен-
113
ная разность песчаника (глубина 3132,5 3135,5 м), характеризующаяся
повышением значений НГК, отражается в увеличении концентрации
кварца. Нижележащая глинисто-алевролитовая толща с высокой кон-
центрацией глинистых минералов по содержанию кварца не отличается
от вышележащего пласта песчаника, что может быть связано с сущест-
венной алевритизацией (значения сопротивления по КБ здесь больше,
чем в верхней глинистой толще в интервале 3117-3128 м).
Таким образом, результаты выполненных исследований заключают-
ся в следующем:
экспериментально и теоретически рассмотрена модель обогащения
твердой фазы раствора выбуренной породой. Установлены зависимости,
позволяющие оценить ее концентрацию при определенных величинах
расхода буровой жидкости, продолжительности бурения, соотношениях
диаметров скважин и бурильных труб, плотности раствора;
по данным промысловых испытаний выявлено распределение фрак-
ционного состава твердой фазы бурового раствора в разрезе скв. 16
Михалковской;
на основе анализа литературных и полученных в результате опытных
работ данных сделан вывод о необходимости отделения более крупной
фракции (твердой фазы), определены граничные значения информатив-
ной фракции (0,1 мм), показано, что наличие второй ступени очистки
является необходимым условием применения метода;
на основании комплексирования полученных данных с данными ГИС
и механического каротажа доказана эффективность расчленения разреза
ряда скважин по пульпе бурового раствора, анализируемой методом
ИК-спектрометрии;
промысловые испытания подтверждают, что предложенная модель
с достаточной для геологических исследований в процессе бурения
точностью описывает реальный объект и пригодна для практических
расчетов.
§ 2. Методика пиролитического анализа горных пород
Согласно современным представлениям образование нефти и газа про-
исходит за счет термического разложения керогено-органического мак-
ромолекулярного вещества (ОВ), состоящего в основном из водорода,
кислорода и углерода и находящегося в материнских породах.
По мере погружения осадков увеличивается температура и происхо-
дит соответствующее преобразование ОВ. На рис. 49 приведена общая
схема преобразования ОВ при погружении материнских пород, основан-
ная на стадийности нефтеобразования, разработанной В. А. Соколовым.
Первоначальный состав ОВ различного генезиса характеризуется опре-
деленными соотношениями Н/С и О/С. По мере преобразования кероге-
на происходит постепенная отдача им кислорода и углерода, в результа-
те чего он превращается в так называемый остаточный углерод.
На рис. 50 приведена диаграмма Ван-Кревелена [26], на которой
114
Рис. 49. Общая схема преоб-
разования ОВ при погру-
жении материнских пород
(Б. Тиссо, Д. Вельте)
Рис. 50. Изменение соотноше-
ний содержаний И, С, О на раз-
личных стадиях преобразования
осадков [26]
схематично показано изменение соотношений содержаний Н, С, О на
различных стадиях преобразования осадков: диа-, мета- и катагенезе.
Различным типам керогена соответствуют три кривые:
I кероген, который происходит от водорослевых липидов или от
органического вещества, преобразованного бактериальной деятель-
ностью;
//-кероген, связанный с органическим веществом морского проис-
хождения, отложившимся в восстановительной обстановке и характери-
зующийся наличием серы;
III кероген растительного происхождения, связанный с трансформа-
цией высших растений.
115
Рис. 51. Схема пиролитического
анализа на установке «Пиролог-
гср».
S’, пик десорбированных и жидких УВ;
S2 пик пироди1ичсских У В, 7^dl( гемпера-
iypa максимальною выхода нироли i ичес-
ких УВ
Из изложенного выше следует, что органическое вещество, содержа-
щееся в конктетной породе, находится на какой-то определенной стадии
преобразования. Сущностью пиролитических исследований является
термическое воздействие на породу с целью быстрого «допреобразова-
ния» ОВ, т. е. такое воздействие, которому подвергалась бы порода при
дальнейшем погружении. Практически это реализуется методом, полу-
чившим название Рок-Эвал.
Для анализа используется измельченная навеска породы (0,1-0,5 г),
которая нагревается по определенной программе до 600 °C. Во время
нагрева через нее пропускается сначала инертный газ, который подается
потом на пламенно-ионизирующий детектор, где регистрируется сум-
марное количество УВ, и на катарометр для регистрации кислородосо-
держащих веществ (в основном СО2). При этом в интервале температур
до 300 °C выделяется в основном десорбированные У В, а в интервале
300-600 °C происходит собственно пиролиз, т.е. превращение ОВ в газо-
образные УВ. Регистрация ведется в координатах время - количество
УВ, по графику рассчитываются площади пик. 5. После проведения
описанного выше анализа через породу продувается кислород и проис-
ходит дожигание «осадочного углерода». Измеряя количество СО2
с помощью детектора по теплопроводности, получают информацию
о полном содержании углерода в породе Сорг.
Рис. 52. Пример геохимического и пиролитического каротажа, проведенного на
буровой, с результатами его интерпретации [26]
116
Стадия эволю- ции Глубина, М
Зона незрелого ОВ 1800- 2100
Температура^
410
430 450 470
__1—1_I_I_I_I_L—
Кислородный индекс
СО2/Сорг) г/кг
Водородный индекс,
УВ/Сорг, г/ кг
300 600
—I______।
Содержание
свободных У В
в породе , кг/т
О 2 4 6 8 10 12
Illi_______I__I__L
Коэффициент
превращения,
Sf/(St4-s2)
О 0{2 Of Of Oft 1,0 7,(2j
Появление
несрти
Хорошая ма- I
теринская по- I
рооа „незрелая
О 50 100 150 200 О
1_____1 - -L 1-
2700-
3000-
3300-
2400-
Скопления
нефти
Материнскии
потенциал
отсутствует
При интерпретации используются следующие параметры: So содер-
жание десорбированных газообразных УВ в породе, кг/т; S J - содержа-
ние жидких УВ в породе, кг/т; = So + - содержание свободных
углеводородов в породе, кг/т; S2 содержание пиролитических УВ, кг/т;
53- содержание кислородсодержащих летучих веществ, кг/т; Тмах-тем-
пература максимального выхода пиролитических УВ, С; 34 содержа-
ние остаточного углерода Сорг, кг/т.
Основными интерпретационными критериями являются генетиче-
ский потенциал, коэффициент превращения, водородный S2/Qpr и кисло-
родный З3/Сорг индексы.
Генетический потенциал согласно [26]-это количество нефти и газа,
которое способен генерировать кероген при воздействии соответствую-
щей температуры в течение достаточно длительного времени. По пиро-
литическим данным таким критерием является сумма + 32.
По генетическому потенциалу материнские породы классифицируют-
ся следующим образом:
< 2 кг/т-ненефтематеринская порода, обладающая небольшим газо-
вым потенциалом;
2-6 кг/т-нефтематеринская порода с умеренным генетическим по-
тенциалом;
> 6 кг/т-нефтематеринская порода с высоким потенциалом.
При отсутствии миграции отношение Sl/(Sl + S2) представляет со-
бой коэффициент превращения, т. е. степень реализации генетического
потенциала.
Величина Тмах используется для оценки стадии созревания О В.
В последнее время за рубежом при работе на скважине используется
аппаратура «Пирологгер», реализующая упрощенный вариант метода
«Рок-Эвал» (рис. 51). В ней регистрируется только содержание УВ при
продувании пробы инертным газом. Одной из особенностей этой аппа-
ратуры является переход к количественным измерениям с помоьцью
замеров пиролитическим методом на образцах с известными параметра-
ми пиролиза.
Метод пиролитических исследований керна и шлама при разведке на
нефть и газ широко применяется за рубежом, где он часто проводится на
буровой (рис. 52).
Применение этого метода в нашей стране сдерживается отсутствием
соответствующей аппаратуры.
Глава IV
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ РАЗРЕЗА
С ПОМОЩЬЮ ИСПЫТАТЕЛЯ ПЛАСТОВ НА ТРУБАХ
В соответствии с представленной на рис. 1 технологической схемой
испытание пластов испытателями на трубах (ИПТ) является неотъемле-
мой и весьма важной ее частью. В результате исследований ИПТ
118
проверяется достоверность всех прогнозов ГТИ о нефтегазоносности
разрезов.
Учитывая важность и специфичность этого вида работ, остановимся
на нем более подробно. Это необходимо также потому, что дежурный
геолог станции ГТИ для эффективного анализа и интерпретации мате-
риалов исследования И ПТ должен достаточно хорошо представлять
себе технологию этого процесса.
§ 1. Назначение, устройство и принцип действия испытателя
Исследование скважин испытателями пластов на трубах обеспечивает
получение представительной пробы пластового флюида и регистрацию
изменения давления в интервале испытаний. В результате визуального
или физико-химического анализа устанавливается характер насыщения
испытуемого пласта. Обработка кривых притока и восстановления
давления позволяет установить следующие гидродинамические парамет-
ры пласта: пластовое давление рПА; гидропроводность kh/\x ближней
и удаленной зон пласта; фактический и потенциальный дебиты; коэффи-
циент снижения проницаемости (закупорки) в прискважинной зоне плас-
та. На основе результатов испытания в комплексе с геолого-геофизиче-
ской информацией оценивается промышленная значимость объекта
и если работы проводятся на заключительном этапе, то решается вопрос
заканчивания строительства скважины со спуском эксплуатационной
колонны или ее ликвидации открытым стволом после выполнения
поставленной геологической задачи. Испытанию подвергаются, как
правило, все поисковые и разведочные объекты непосредственно после
их вскрытия бурением.
Испытания пластов испытателями на трубах в процессе бурения
обычно выполняются сверху вниз по мере их вскрытия. Испытание
скважин в открытом стволе для решения поисковых и разведочных задач
в благоприятных геолого-технических условиях и при наличии соответ-
ствующего оборудования по возможности приближают к условиям
пробной эксплуатации. Последняя представляет собой завершающий
этап разведки месторождения. На этом этапе получают стабильный
приток пластового флюида в течение продолжительного времени на
разных режимах, а также устанавливают истинную характеристику
пластового флюида и гидродинамические параметры пласта для подсче-
та запасов и подготовки залежи к разработке.
Пласты в открытом стволе скважины испытываются следующим
образом. Испытатель устанавливают в интервале испытания и при
помощи пакерующего устройства последний изолируется от верхней
части ствола, а при использовании двухпакерной системы-от верхней
и нижней частей. Затем открывают приемный клапан ИПТ, в результате
чего испытуемый интервал получает сообщение с полостью пустых или
частично заполненных бурильных труб. За счет создаваемой разности
между пластовым и забойным давлениями при однопакерной компонов-
ке или пластовым и гидростатическим давлениями при двухпакерной
119
компоновке пластовый флюид в смеси с находящейся в скважине
жидкостью через фильгр поступает в полость бурильных труб. Пласто-
вый флюид, попавший в бурильные трубы, изолируется запорным
устройством испытателя, после чего открывается уравнительный клапан
и выравнивается давление над и под пакером. После подъема колонны
бурильных труб на поверхность находящуюся в камере жидкость отби-
рают и исследуют с целью установления ее состава и физико-химических
свойств.
Цикл испытания состоит из двух периодов: притока времени сооб-
щения пласта с полостью бурильных труб и восстановления давления
времени восстановления давления в подпакерном или межпакерном
пространстве от забойного до пластового после закрытия запорного
устройства и разобщения полости труб от пласта. Современное испыта-
тельное оборудование обеспечивает повторение циклов (открытых и
закрытых периодов) многократно. Такие испытания называются много-
цикловыми.
Многоцикловые испытатели с якорным устройством позволяют про-
водить поочередное испытание нескольких объектов за один рейс ИПТ
(сверху вни < или снизу вверх), при этом для оценки характера насыщения
каждого интервала требуется установка многокамерного герметичного
глубинного пробоотборника (для предотвращения смешивания пласто-
вых флюидов, отобранных из разных интервалов). Карты давления,
снятые в каждом интервале, используются для расчета гидродинамиче-
ской характеристики каждого пласта. Таким образом, за один рейс ИПТ
появляется возможность исследования нескольких интервалов (2-6).
Иногда при испытании низкопористых (малоприточпых) или засоренных
коллекторов применяют полуторацикловые испытания: короткий от-
крытый период-период восстановления давления, а оставшееся безопас-
ное время в открытом режиме (приток) используется для получения
более представительной пробы пластового флюида, т. е. приток - восста-
новление давления приток; перед снятием пакера приемный клапан
закрывается, без восстановления давления уравнивается давление над
и под пакером и ИПТ поднимается. Целесообразность одноцикловой,
полуторацикловой или многоцикловой технологии испытания пластов
выбирается на основании имеющейся информации ГТИ и ГИС для
решения геологической задачи с большей достоверностью. В отдельных
случаях появляется необходимость повторного спуска ИПТ с уточнен-
ным регламентом или воздействием на пласт для улучшения фильтра-
ционных свойств прискважинной зоны и получения достоверных и одно-
значных результатов. Полезно заранее планировать два спуска ИПТ для
получения всей необходимой информации.
Современная технология бурения и накопленный опыт испытания
пластов в открытом стволе позволяют проводить эти работы на новом
технико-методическом уровне с приближением к условиям пробной
эксплуатации. При этом вначале проводятся экспресс-испытания по
обычной технологии. Далее устье скважины обвязывается необходимым
промысловым оборудованием (сепаратор, факельные линии и т. д.)
120
и пласт испытываемся с отбором большого количества флюида в разных
режимах и длительное время (2 4 сут), что позволяет получить подсчет-
ные параметры (ускорить разведку) и далее продолжить бурение в ниже-
лежащие горизонты. Последняя технология является необходимым ус-
ловием морского бурения, а также легко реализуется при испытании
газовых залежей, применима для нефтяных залежей на суше.
В настоящее время разработаны и применяются ИПТ с проходным
каналом для пропуска приборов ГИС и проведения дистанционных
исследований в процессе притока и восстановления давления. Возмож-
ности этой технологии только начинают раскрываться: так, впервые
появилась возможность визуального наблюдения на мониторе, проведе-
ния высокоскоростных записей (регистрации), вычисление данных в про-
цессе испытаний и управление этим процессом с использованием микро-
процессорной техники и ЭВМ.
Комплексное изучение геологического разреза скважин с использова-
нием геофизических методов, опробования и испытания потенциально
продуктивных интервалов скважинными аппаратами в открытом стволе
скважины обеспечивают геологическую достоверность результатов ис-
следований и высокие технико-экономические показатели геологоразве-
дочных работ в целом. При этом сокращается объем отбираемого керна
в процессе бурения, резко уменьшается число «сухих», обсаженных
стальными трубами скважин, ускоряется процесс освоения и ввода
продуктивных объектов в эксплуатацию.
Современные отечественные и зарубежные трубные испытатели плас-
тов независимо от их конструктивных особенностей состоят из следую-
щих основных узлов (снизу вверх).
Узел опоры - опорный башмак в компоновке испытателя с опорой
на забой или якорь при «висячей» технологии испытания пластов. Узел
опоры принимает все механические нагрузки во время испытания и пере-
дает на забой или стенки скважины, т. е. удерживает ИПТ в интервале
испытания.
Хвостовик-набор бурильных труб с верхним глухим концом,
обычно из УБТ, служит для подбора необходимого расстояния от опоры
до испытуемого интервала (подбирается для установления фильтра
против пласта).
. Фильтр-набор толстостенных труб с щелевыми или круглыми от-
верстиями. Служит для очистки поступающей в пластоиспытатель жид-
кости от кусков породы (шлама).
Узел уплотнения (пакер)-массивный резиновый цилиндриче-
ский элемент на металлическом корпусе (механический пакер) или
армированный цилиндрический резиновый мешок (гидравлический па-
кер). Служит для изоляции испытуемого интервала от остальной части
ствола скважины. Возможны варианты компоновки с 1-4 пакерами
с распределением давления между пакерами для надежности или селек-
тивного (изоляция пласта сверху вниз) испытания.
Ясс гидравлический-гидромеханический узел, обеспечивающий
циклические удары снизу вверх для облегчения освобождения инстру-
121
мента в случае прихвата хвостовика или пакера во время испытания,
срабатывает при превышении расчетной растягивающей нагрузки на
инструмент.
Испытатель пластов-сложный гидромеханический узел, пред-
ставляющий систему клапанов, обеспечивающих уравнивание давления
над и под пакером во время спуско-подъемных операций инструмента
(уравнительный клапан), сообщение полости бурильных труб с подпа-
керным или межпакерным пространством (приемный клапан) в период
притока испытания пласта. Имеются одноцикловые, двухцикловые и
многоцикловые испытатели. Управление открытием и закрытием клапа-
нов возможно вращением изменением механической нагрузки (сжатием
или растяжением), а также гидравлическим воздействием, т. е. ступенча-
тым изменением давления на узлы-в зависимости от конструкции ИПТ.
Запорное устройство-представляет собой механическую систе-
му вращательного или поступательного действия, служит для отсекания
полости бурильных труб от подпакерного пространства для получения
кривой восстановления давления в зоне испытания после периода прито-
ка. Имеются одноцикловые, двухцикловые и многоцикловые запорные
устройства. В некоторых конструкциях запорные устройства объединены
с узлами пластоиспытателя.
Герметичный пробоотборник -узел, обеспечивающий подня-
тие герметизированной пробы пластового флюида без потери углеводо-
родов. Имеются пробоотборники автономного управления, а также
вмонтированные в тело пластоиспытателя (накопитель). В некотором
приближении можно считать герметичным пробоотборником гермети-
зированную трубу, установленную между запорным клапаном и выпуск-
ным клапаном, если они закрыты.
Приборный патрубок-узел из бурильных труб, позволяющий
устанавливать автономные глубинные манометры, термометры для
регистрации кривых изменения давления и температуры в заданных
точках в процессе испытания и при спуско-подъемных операциях.
Циркуляционный клапан обеспечивает в случае необходимо-
сти возможность прямой и обратной промывки, замены жидкости
в бурильных трубах после испытания пласта.
Глубинные приборы в определенных точках устанавливаются
глубинные манометры с автономной записью, которые регистрируют
изменение давления с глубиной (спуск - подъем), изменение давления
в трубах (герметичность), работу узлов и изменение давления в районе
фильтра и трубах, характеризующее процесс испытания пласта. Исполь-
зуются также термометры, плотномеры и другие приборы.
Дополнительные узлы-при различных компоновках могут ис-
пользоваться такие дополнительные узлы, как автоматический заливоч-
ный клапан, распределитель давления между камерами при их последо-
вательном соединении на больших глубинах, безопасный замок для
отсоединения при аварийных ситуациях и другие, которые выбирают из
общего комплекта ИПТ.
На поверхности после спуска на бурильных трубах ИПТ оборудуется
122
Технические характеристики ИПТ
Таблица 15
Параметры МИГ-146 МИГ-127 МИГ-95 МИГ-80 МИГ-65 КИИ-2М-146 КИИ-2М-95
Гидравличес перемещен :кие мноюци 1я и двухцик. кловые с при ювые с прив ।волом ci ве] оном О1 epai ршкального цепня 1 руб Гидравлические с приводом О1 ; двухцикловые вращения трхб
Максимальный перепад давления на пакере, МПа 45 45 45 45 40 30 30
Допустимая нагрузка сжатия, кН 1450 1200 980 580 170 560 280
Допустимая нм рузка растяжения, кН 660 560 245 170 147 380 170
Допустимый крутящий момент, Нм 10 000 7500 4900 1500 1000 7000 5000
Наружный диаметр, мм 146 127 95 80 65 146 95
Типоразмер концевых резьб 3-121 3-101 3-76 3-62 3-50 3-121 3-76
Масса комплекта, кт 5500 5200 1800 650 420 3500 2100
Максимальная масса сборочной единицы, кг 235 163 120 92 66 230 НО
Максимальная длина сборочной единицы, мм 2920 2890 2600 3500 2780 2500 2150
Таблица 16
Характеристики пакерующих элементов
Параме! ры ПЦР-178 ГЩР-146 ПЦР-95 ПЦР-65
Наружный диаметр остова, мм 178 146 95 67
Наружный диаметр резинового уплотнения, мм 245 170, 180 109, 155 78, 87
270 195, 220 135, 145 92
Осевое усилие при пакеровке, кН 150 220 100-220 60 80 15 30
Допустимый перепад давления, МПа 35 70 25 25
Длина пакера, мм 2373 2300 1435 1430
Рис. 53. Схема компоновки оборудования ис-
пытания пластов МИГ-А:
1 головка успевая; 2 сепара юр; 3 факельная установка.
4 бурильные трубы; 5 отсека!ель потока; 6 циркуляцион-
ный клапан; 7-испытатель пластов; Я -раздвижной меха-
низм; 9 пробоотборник; 10 ясс; // пакер; 12 уравни1ель-
ное устройство; 13 переводник левый; 14 хвосювик с опор
ным башмаком; /. II, Hl, IV глубинные маноме!ры
устье скважины. На рис. 53 показан один из вариантов компоновки
подземного оборудования и обвязки устьевого оборудования для испы-
тания пластов. Такая схема приемлема и для испытания пластов,
содержащих сероводород, в простейших схемах испытания сепаратор
и факельные установки не используются.
Наиболее распространены в настоящее время трубные испытатели
ряда КИИ и МИГ (табл. 15). Существующие ИПТ диаметрами 65, 80,
95, 127 и 146 мм обеспечивают испытание скважин соответственно
диаметрами от 70 до 295 мм с перепадами дифференциального давления
на пакере 30-45 МПа, при температуре до 200 °C и давлении на забое до
150 МПа. Некоторые характеристики пакерующих элементов даны в
табл. 16.
§ 2. Технология испытания пластов
Состав комплекта узлов ИПТ и технология испытания выбираются
с учетом поставленной задачи и геолого-технических условий. На буро-
вой сборку узлов ИПТ проводят снизу вверх и по мере готовности
спускают их в скважину. Длину хвостовика подбирают такой, чтобы
опорная тарелка пакера после опоры на забой инструмента находилась
124
Рис. 54. Схема ИПТ с опорой на стенки
скважин:
а упрощенная компоновка ИПТ для селек1ивного ис-
пытания без опоры на забой. / якорь, 2 нижний пакер,
3 испытуемый пласт, 4 фильтр, 5 верхний пакер; б
компоновка низа для совместного проведения ГИС
и ИПТ: / прибор ГИС, 2 воронка, 3 якорь, 4 пакер
посередине интервала, в котором устанавливается пакер, а фильтр
оказался против намеченного к испытанию интервала пласта.
В случае применения ИПТ с опорой на стенки скважины (рис. 54)
первым собирают якорь с приборным переводником, затем последова-
тельно пакер, гидравлический ясс, испытатель пластов с приемным
и уравнительным клапанами, запорный клапан, две-три свечи бурильных
труб, циркуляционный клапан и колонну бурильных труб. При этом
между узлами устанавливают переводники с глубинными приборами
и переводники-удлинители, обеспечивающие удобство сборки.
Спуск испытательного инструмента осуществляют со скоростью
примерно в 2 раза ниже обычной, при этом приемный клапан закрыт,
а уравнительный открыт, что облегчает проходимость инструмента.
Первые две-три свечи бурильных труб заливают глинистым раствором,
далее через каждые 200-300 м в инструмент заливают воду или раствор
для обеспечения заданного условиями испытания противодавления на
пласт.
Посадки (остановки) инструмента ликвидируют расхаживанием, при-
чем инструмент в сжатом положении оставляют не более 30 с во
избежание открытия приемного клапана. На рис. 55 показаны элементы
технологии и взаимодействия механизмов, при этом спуск-подъем
(рис. 55, /) характеризуется открытым уравнительным клапайом 3 и за-
крытым приемным клапаном 6. Манометры 4 (трубный), 2 (дублирую-
щий) и 9 (основной) записывают процесс в виде кривых на графиках
в координатах р- давление, I- время. При спуске (интервал в) кривая VI
характеризует герметичность труб, кривые VII и VIII показывают
дальнейший рост давления с глубиной, т. е. технологический процесс
125
Y
Рис. 55. Схема компоновки и технологическая последовательность операций при
испытании пласта с опорой на забой при двухцикловом режиме.
Схема компоновки: 1 циркуляционный клапан; 2 дублирующий маноме1р; 3 уравншельный клапан;
4 грубный маноме1р; 5 запорный клапан; 6 приемный клапан; 7 пакер; 8 филыр; 9 основной мано-
метр. Технологическая последовшельность: / спуск и подъем инструмеша; II период приз ока; III период
восстановления давления; IV выравнивание давления над и под пакером; V О1крыгие циркуляционного
клапана и циркуляция ПЖ. Кривые изменения давления на маноме1рах: VI >рубном, VII дублирующем.
VIII- основном; инзервалы времени /: а начало спуска ИПТ, б долив ПЖ в трубы; в спуск ИПТ.
г установка, пакеровка ИПТ, д-О1крьиие приемного клапана, в период воссзановлеиия давления, ж
О1крыгие уравнительного клапана и начало подъема ИПТ, з нодьем ИПТ, и осзановка, О1крьпие
циркуляционною клапана, обрашая промывка, далее подъем ИПГ до усчья; р давление
контролируется и документируется манометрами. После окончания
спуска ИПТ пакеруется. Качество пакеровки контролируется наблюде-
нием за уровнем жидкости в затрубном пространстве.
Пласт испытывают через смонтированные на устье скважины труб-
ную головку и устьевую арматуру, позволяющую сбрасывать извлека-
емый из скважины флюид по специальной отводной линии в емкость за
пределами буровой, проводить промывку, вращение инструмента и дру-
гие технологические операции. Устьевое оборудование состоит из верт-
126
дюжной головки и устьево! о манифольда. Обвязка устья скважины
позволяет осуществлять исследование пласта, вращение колонны бу-
рильных труб при неподвижном манифольде устьевой головки, закачку
жидкости в трубы и отвод пластового флюида на безопасное расстояние.
ВО время испытания на скважине находится цементировочный агрегат
для предотвращения открытого фонтанирования либо для управления
процессом испытания.
Пакеровку интервала осуществляют частичной (заданной) разгруз-
кой давления инструмента на пакер, при этом резиновый элемент
деформируется и перекрывает кольцевое пространство, в это время
закрывается уравнительный клапан и открывается приемный. После
открытия последнего проверяют качество пакеровки по изменению
уровня в затрубном пространстве. Быстрое падение уровня указывает на
негерметичность пакеровки. Если уровень в затрубном пространстве
доливом не восстанавливается, то закрывают приемный клапан растяже-
нием инструмента, поднимая его на I -2 м, снова сажают на забой
и повторяют операцию с большей на 20-30% нагрузкой на пакер.
При использовании ИПТ с якорным устройством инструмент пере-
двигают несколько выше или ниже намеченного интервала для повыше-
ния надежности установки якоря. В случае неудачи инструмент извле-
кают на поверхность. При качественной пакеровке, о чем судят по
сохранению уровня жидкости в затрубном пространстве после ее долива
вслед за открытием приемного клапана, испытания продолжаются.
Инструмент в распакерованном состоянии с открытым приемным
клапаном оставляют на период притока (рис. 55,77), при этом вследст-
вие перепада между пластовым и гидростатическим давлениями (депрес-
сии на пласт) пластовый флюид из пласта поступает в пластоиспытатель
и в полость бурильных труб. Время притока устанавливают в зависи-
мости от гидродинамических характеристик пласта и принятой техноло-
гии проведения работ в данной скважине с учетом геолого-технических
условий.
После окончания открытого периода (притока) запорный поворот-
ный клапан закрывается вращением инструмента или осевым его движе-
нием (при использовании устройства другого типа). Подпакерное прост-
ранство изолируется от полости труб (55, III), что соответствует периоду
восстановления давления.
Во время периодов притока и восстановления давления для оценки
качества пакеровки фиксируется уровень жидкости в затрубном прост-
ранстве. После окончания закрытого периода, если предусмотрено
Многоцикловое испытание, операции повторяются, либо проводится
распакеровка инструмента и начинается его подъем.
Для снятия пакера инструменту задают некоторое натяжение (рис.
55, IV), при этом закрывается приемный клапан, открывается уравни-
тельный, давление над и под пакером уравнивается и пакер принимает
Исходную форму. Растягивающую нагрузку на инструмент увеличивают
Постепенно. При этом если пакер не освобождается, то в работу вводят
ясс. В случае необходимости открывают циркуляционный клапан (рис.
127
Рис. 56. Схематическое изображе-
ние кривой изменения давления
в процессе испытания пласта.
Развернутые кривые: а давления при двухцик-
ловом исньыании; б давления в j рубах выше
запорною ycipoiiciBa, р давление в филыре.
/ время oi начала спуска до конца подъема
инструмста; ix, t2 периоды приюков; 0„.
начальный и конечный периоды воссиновления
давления
55, V) и вытесняют флюид ПЖ. Извлечение инструмента из скважины
осуществляется с доливкой затрубного пространства. Через каждые
две-три свечи бурильных труб отбирается проба находящейся в трубах
жидкости и определяется приток по объему пустых и заполненных труб.
В дальнейшем производится физико-химический анализ поднятых проб.
Весь этот цикл операций контролируется манометрами, установлен-
ными в испытателе пластов (рис. 56). Развернутая кривая давления
двухциклового испытания регистрируется основным манометром по
развернутой кривой давления в трубах выше запорного устройства,
контролируются герметичность труб и процесс притока флюида из
пласта. Интервал АБ соответствует росту гидростатического давления
столба жидкости в затрубном пространстве во время спуска (приемный
клапан закрыт, а уравнительный открыт), в интервале БВ инструмент
установлен и запакерован, в момент ВГ закрывается уравнительный
клапан и открывается приемный, давление падает, так как происходит
сообщение подпакерного пространства с полостью труб. Интервал ГД
отражает первый период притока, момент Д-первое закрытие запорно-
го поворотного клапана. Интервал ЕЖ- повторное открытие запорного
клапана, ЖЗ- период притока (основной), момент 3- закрытие запорно-
го клапана, интервал ЗИ-период восстановления давления (основной),
ИК-закрытие приемного и открытие уравнительного клапанов, при
этом происходил \равнивание давлений в кольцевом пространстве над
и под пакером. Участок КП соответствует освобождению пакера, в мо-
мент Л начинается подъем инструмента, давление постепенно снижается,
и в момент М подъем заканчивается.
В случае работы с многоцикловым испытателем с опорой на стенки
скважины и планирования испытания за один рейс нескольких объектов
после окончания работы в первом интервале исследований осуществля-
ется подъем или спуск труб и все технологические операции повторя-
ются.
К сложным условиям испытаний относятся: испытание пластов,
содержащих сероводород и углекислый газ, испытание пластов с ано-
мально высоким давлением, испытание морских скважин и др.
128 ’
Исследования пластов, содержащих сероводород и углекислый газ,
выполняются специальным оборудованием МИ Г-А, удовлетворяющим
требованиям охраны труда и защиты окружающей среды. Оборудование
МИГ-А изготовляется из коррозиестойких сплавов, герметичность его
элементов обеспечивается резинотехническими изделиями из фторкау-
чуковых полимерных материалов.
В случае АВПД используется технология «жесткого» режима, при
котором бурильные трубы заполняются жидкостью до устья, при этом
депрессия па пласт создается подбором плотности ПЖ, а циклы испыта-
ния обеспечиваются «выпуском» из труб порций жидкости при одновре-
менном контроле давления на устье.
Для испытания морских скважин используется специальное оборудо-
вание МИГ-М, имеющее на поверхности компенсатор «качания» с соот-
ветствующей обвязкой устья скважины. Испытание производится по
технологии, выбранной для данных конкретных условий.
В случае использования ИПТ с проходным каналом в комплекс
испытания возможно включение ГИС. После подъема ИПТ экспресс-
методом обрабатываются кривые давления 'и исследуются глубинные
пробы. Устанавливаются качество и завершенность исследований.
По результатам первых испытаний на площади с учетом геологиче-
ских и скважинных условий устанавливают основные элементы техноло-
гии испытаний для данного района (технология, компоновка, депрессия,
оптимальное время притока и восстановления давления, количество
циклов и т.д.).
1. Оценка характера насыщения испытуемого пласта. Характер насы-
щения испытуемого интервала устанавливается по визуальным наблю-
дениям или по результатам физико-химического анализа отобранных
в процессе испытания глубинных проб флюида.
Специфика процесса испытания трубными испытателями в открытом
стволе заключается в кратковременности отбора флюида из пласта, при
этом часто не обеспечивается получение чистого пластового флюида.
Основными условиями отбора представительной пробы пластового
флюида являются сокращение интервалов испытания и возможное
увеличение времени оставления ИПТ в режиме притока, т. е. повышение
величины отношения Ип/Ипп, где Гп-объем притока флюида из пласта,
Гпп - объем подпакерного (межпакерного) кольцевого пространства сква-
жины, заполненного промывочной жидкостью. Однозначная визуальная
оценка характера насыщения пласта возможна при Гп/Гпп 2.
Комплекс исследований поднятой пробы на скважине и в лаборатор-
ных условиях, количество и качество параметров, подлежащих определе-
нию при изучении глубинной жидкости, зависят от характера задач
(поиск, разведка, разработка), поставленных перед испытанием пласта
и от качественной характеристики поднятой пробы флюида.
1. В случае поднятия герметичной пробы чистой нефти с растворен-
ным газом необходимо проводить полный комплекс исследований,
чтобы их результаты можно было использовать не только для оценки
характера насыщения, но и для подсчета запасов, составления схемы
129
разработки залежи и т. д. Особенности расчета параметров нефти для
пластовых условий связаны с учетом растворимости в ней газа. В усло-
виях нсфте1азовых залежей количество растворенного газа при данной
температуре в 1 м3 дегазированной нефти устанавливается с учетом
лабораторных и пластовых условий, для чего используется объемный
коэффициент нефти b = Ин П/Ин л, где Ин п-объем нефти с растворенным
газом в пластовых условиях, Йн л- объем нефти в нормальных (лабора-
торных) условиях на поверхности. Из соответствующих номограмм по
данным поверхностных измерений в лаборатории и с учетом пластовых
условий определяются вязкость нефти а и коэффициент сжимаемости 0.
Однако отбор проб чистой нефти трубными испытателями по статис-
тике не превышает 10-15% в общем объеме работ и поэтому исследова-
ние чистых нефтей является важной, но скорее частной задачей, не
охватывающей всего комплекса исследований.
2. В случае поднятия герметичной пробы пластовой воды характер
насыщения оценивается однозначно. Принадлежит ли проба к подош-
венной части нефтяных и газовых залежей или она представляет само-
стоятельный водонасыщенный пласт в испытуемом интервале, подлежит
установлению. Для правильной оценки параметров пластовой воды
и насыщенного ею пласта необходимо проводить лабораторные иссле-
дования физико-химических свойств. Плотность пластовых вод зависит
от концентрации растворенных солей и может изменяться в пределах
(1,0 4- 1,2) х 103 кг/м3. Минерализация вод устанавливается по содер-
жанию в основном ионов Na, Cl, Са, К, Mg, Fe, Si и колеблет-
ся от нескольких граммов до 350 кг/м3, при этом удельное электри-
ческое сопротивление меняется от нескольких десятков ом-метров до
0,02 Ом • м. Пластовая вода характеризуется также показателем газо-
содержания, объемным коэффициентом и вязкостью. Тип вод устанав-
ливается по химическому составу в соответствии с принятой их класси-
фикацией (Пальмера, Сулина и др.). Отбор чистых проб пластовой воды
в общем объеме работ с ИПТ, как правило, не превышает 20% и с точки
зрения установления характера ее насыщения, как и при отборе проб
чистой нефти, является наиболее простым вариантом получения инфор-
мации, если другая геолого-геофизическая информация, а также техно-
логический регламент не противоречат этому.
3. Основной объем поднятых проб (около 50% работ с ИПТ)
представляет смесь пластовой воды, промывочной жидкости и иногда
незначительного количества нефти. Для оценки характера насыщения
в этих случаях необходимо исследовать 11-компонентный солевой и га-
зовый составы проб. До 20-30% объема проб представляют пласты,
характеризующиеся как «сухие» и частично-как слабоприточные, когда
в пробоотборнике оказывается промывочная жидкость. Даже эти пробы
подвергаются анализу на содержание газа (покомпонентный) и наличие
пластовых солей.
Качества пробы и характер насыщения пласта частично или пол-
ностью устанавливаются на скважине для решения вопроса об успеш-
ности выполненной операции по испытанию разведочного объекта.
130
Для сохранения солевых компонентов в пробах производится их
консервация. Для этого в пробу добавляют азотную кислоту (2 см3 на
0,5 л пробы), которая способствует сохранению в пробах начального
солевого состава и приводит к коагуляции глинистых частиц.
Отобранным и законсервированным пробам перед анализом дают
отстояться. Затем сливают жидкий фильтрат и отфильтровывают его
через фильтровальную бумагу. Если фильтрат оказывается недостаточ-
но прозрачным, то к нему понемногу добавляют азотную кислоту до
полного выпадения в осадок глинистых частиц.
Отобранный газ исследуется на скважине или в консервированном
виде направляется на анализ в лабораторию. В основе приемов исследо-
ваний лежит методика газового каротажа: по составу газа определяют
характер флюида, насыщающего пласт, используя соответствующие
закономерности изменения компонентного состава газа нефтяных, газо-
вых и водоносных горизонтов. По сравнению с газовым каротажем
данный метод имеет следующие преимущества:
объем и концентрация газовых компонентов в глубинной пробе
неизмеримо выше;
состав пробы не искажается вследствие дегазации и перемешивания
при подъеме на поверхность;
проба характеризует только испытуемый пласт в интервале отбора;
углеводородный состав газа нефтяных залежей в большинстве райо-
нов, особенно с преимущественной нефтеносностью (Башкирия, Тата-
рия, Белоруссия, Куйбышевская область), является высокоинформатив-
ным параметром. Его использование позволяет уверенно отличать
продуктивные пласты от водоносных с растворенным газом;
углеводородный состав газовых и газонефтяных залежей не может
служить надежным критерием отличия продуктивных пластов от водо-
носных.
Информативными критериями, характеризующими испытуемые пла-
сты в условиях Татарии,, служат содержания изокомпонентов: для
нефтеносных интервалов в большинстве случаев С4Ню 0,3 5%, С5Н12
0,5-4%; для пластов с остаточной нефтенасыщенностью отмечается
повышенное содержание как С4Н10, так и С5Н]2 -соответственно выше
5 и 4%; для водоносных пластов - отсутствие этих компонентов или
незначительное их содержание-0,3 -0,5%. Кроме того, водоносные пла-
сты легко отличать по высокому содержанию метана (более 70%).
В качестве дополнительных критериев выделения нефтегазоносных плас-
тов среди водоносных с оста! очным нефтегазосодержанием используют
окислительные коэффициенты, показывающие относительное содержа-
ние в газе предельных углеводородов (СлН2п + 2).
*с2н4 = (С2Н6 + С3Н8 + С4Н10 + С5Н12)/С2Н4;
^с3н6 = (С3Н8 + С4н1о + С5Н10)/С3Н6;
Кс4н8 - (С4н1о + с5н12 + Сьн14)/С4н8.
Как показывают результаты исследований, выполненных в ПО «Са-
131
ратовнефтегеофизика», водоносные пласты с остаточным нефтегазосо-
держанием отличаются от продуктивных повышенным количеством
непредельных углеводородов и соответственно пониженными значения-
ми окислительных коэффициентов.
Кроме того, признаком обводненности объекта может служить
наличие в газе водорода. Количество газовой фазы в пробоотборнике
является важным показателем характера насыщения испытуемого объек-
та. Ясно, что чем выше газовый фактор пробы, тем выше вероятность
получения из объекта нефти или газа. Имеющиеся для каждого исследуе-
мого района зависимости растворимости углеводородных газов щ неф-
тях и водах можно использовать в качестве эталонных при сравнении их
с практическим газосодержанием пластовых проб, извлеченных глубин-
ными пробоотборниками в процессе испытания.
При испытании скважин, бурящихся на растворах, обработанных
нефтью, солевой состав промывочной жидкости не изменяется, поэтому
разработанные критерии интерпретации данных по минерализации мож-
но использовать без изменения.
Во всех случаях данные исследований глубинных проб необходимо
сравнивать с данными «контрольных» проб, отобранных из растворных
емкостей и бурильных труб во время подъема испытательного инстру-
мента через каждые 200-300 м.
Наиболее сложным при испытании скважин является случай галоген-
ного разреза. Именно в этом случае по общей минерализации, которая
определяется в основном концентрацией в ПЖ ионов Na, Cl, К, судить
о притоке пластовой воды затруднено. Остальные солевые компоненты
11-компонентного анализа, хотя и в разной степени, но различаются по
содержанию в промывочной жидкости (фильтрате) и в пластовой воде.
Поэтому при испытании пластов на минерализованных промывочных
жидкостях состав многокомпонентной солевой смеси может оказаться
основным показателем испытания объекта насыщения пластовой водой.
Для наиболее надежного разделения нефтяных пластов и водоносных
с остаточным нефтегазосодержанием в по «Татнефтегеофизика» парал-
лельно с комплексным газовым анализом производится определение
коэффициента светопоглощения нефтей Ксп.
Известно, что степень окисленности и подвижности нефти тесно
связана с содержанием в ней смолисто-асфальтеновых веществ. Напри-
мер, в относительно легких нефтях терригенных отложений девона
Татарии содержание асфальтенов в большинстве случаев не превышает
6%, а в тяжелых вязких нефтях карбона достигает 18%.
Величина Ксп находится в прямой зависимости от содержания ас-
фальтенов. В соответствии с его распределением максимальные значения
Ксп для нефтей Татарии составляют для девона 2000 см"1 и для карбона
4500 см-1. При больших значениях Ксп нефти следует относить к разря-
ду остаточных.
Очевидно, в каждом районе (по крайнем мере для месторождений,
однотипных по характеру формирования и геологическим признакам)
и тем более для отдельных пластов косвенные критерии характера их
132
насыщения могут иметь различные пределы. Несомненно, для каждого
изучаемого района эти критерии должны быть конкретизированы и од-
нозначно установлены на базе исследований герметизированных проб,
поднятых из интервала испытания.
2. Определение гидродинамических параметров пласта. Глубинные
пробы флюида при испытании объектов отбираются пробоотборника-
ми-накопителями, встроенными в тело ИПТ, и автономными герметич-
ными пробоотборниками. Пробы, поднятые накопителями, используют
для оперативного решения задачи непосредственно на скважине, а пробы
флюида из герметичных пробоотборников транспортируются в контей-
нерах и исследуются более детально в стационарных лабораториях.
Глубинный регистрирующий манометр-это одна из основных частей
комплекта ИПТ. Записанная манометрами, установленными в разных
точках ИПТ, карта изменения давления в процессе испытания позволяет
судить о том, как проходил весь цикл испытания. На основании
обработанных данных карты давления и физико-химического анализа
пластовых флюидов судят о качестве и результатах испытания.
По кривым восстановления давления с помощью специальных урав-
нений рассчитывают важнейшие параметры испытуемого пласта. Для
этого необходимо, чтобы картограмма манометра, установленного
в фильтре, была четкой, с прочерченными нулевыми линиями. Карту
давления, (рис. 57) разбивают на равные промежутки по времени (при-
мерно 2-5 мин), берут отсчеты текущих значений давления и времени
и перестраивают их в развернутую диаграмму (рис. 57, а). Построение
выполняют в удобном для работы масштабе.
Гидродинамические параметры пласта определяют, используя урав-
нение радиального потока при упругом режиме по методике Хорнера:
ю-*°еИб / + 0
Р, = А,л - 183-——1g——,
/спрЛ 0
(58)
где р,-текущее давление на кривой восстановления давления, МПа;
рпл - статическое пластовое давление, МПа; Q- средний дебит за время
притока, м3/с; ц-вязкость флюида в пластовых условиях, Па-с; В-
объемный коэффициент флюида в пластовых условиях; кпр- средняя
эффективная проницаемость отдающего интервала, м2; Л-эффективная
толщина пласта (отдающий интервал), м; /-время притока, с; 0-теку-
щее время восстановления давления, с.
Используя уравнение (58), определяют:
пластовое давление рпл, под которым находится жидкость или газ
в пласте;
гидропроводность пласта /спрЛ/ц-произведение коэффициента его
проницаемости на эффективную толщину, деленное на вязкость жидко-
сти притока в пластовых условиях;
потенциальный дебит Qn для условия совершенного вскрытия пласта
без снижения проницаемости призабойной зоны;
коэффициент проницаемости кпр в пластовых условиях, зная эффек-
тивную толщину пласта h и вязкость флюида ц;
133
Рис. 57. Построение расчетного графика при обработке кривых восстановления
давления методом Хорнера:
а разбивка кривой; б построение графика и определение пласювого давления, t период притока; 0, - 0Я
период восстановления давления
коэффициент закупорки П3 (снижение проницаемости в ближней зоне
пласта), показывающей, во сколько раз снижение проницаемости при-
скважинной зоны пласта уменьшает коэффициент продуктивности сква-
жины.
Для оценки перечисленных параметров строят график в координатах
р и 1g [(/ -I- 0)/0] по отсчитанным значениям точек па развернутой кривой
восстановления давления. Эти графики обычно имеют вид наклонных
прямых (рис. 57,6), пересекающих ось р в точке, соответствующей рпл.
Иногда не все точки ложаться на прямую, в таком случае экстраполи-
руют график по точкам с наибольшими значениями р. При работе
с двумя открытыми периодами (начальным и конечным) обе кривые
восстановления давления должны сходиться в точке рпп.
В установившемся режиме при условиях однофазной жидкости или
газа в однородной среде величины h, ц, В, кпр, Q постоянны и,
перестраивая формулу (58), получаем выражение
(Рпл ~ + О)/0] 183(10-= М. (59)
По кривой восстановления давления в закрытом периоде определяю i
постоянную величину М. С этой целью продолжают конечную прямую
пластового давления />пл по прямой линии до значения р{, соответствую-
134
щего lg [(/ + 0/0] = 1, и находят численное значение М = рпл — рх
(рис. 57,6).
Постоянная величина М характеризует интенсивность восстановле-
ния давления (тангенс угла наклона кривой) в закрытом периоде: для
жидкости, протекающей через пласт толщиной h, с коэффициентом
эффективной проницаемости кпр и дающей приток Q, определенное
значение величины М = 183 х 10"10 х QB\i/knph соответствует каждому
значению притока Q.
По величине внутреннего диаметра труб, изменению высоты жид-
кости в них устанавливают объем V и, зная время притока г, определяют
дебит из пласта: Q =‘V/t.
Подставляя значение М в выражение (59), подсчитывают гидропро-
водность пласта: кпрИ/ц = 183(10" 10Q/M). Затем из подсчитанного значе-
ния гидропроводности (вязкость жидкости ц определяют в лаборатор-
ных условиях и пересчитывают для пластовых условий, а эффективную
толщину h снимают с каротажных диаграмм) вычисляют эффективное
значение проницаемости /спр.
Фактический коэффициент продуктивности т|ф определяют согласно
условиям испытаний:
Лф Q/ (Рпр Рприт), (60)
где рприт-текущее значение пластового давления, в данном случае
среднее значение за период притока.
Путем умножения величины гидропроводности пласта /спрЛ/|1 на
эмпирический коэффициент п можно найти потенциальный коэффициент
продуктивности г|пот = n(knph/\\.). Отношение потенциального коэффици-
ента продуктивности к фактическому определяется как коэффициент
призабойной закупорки П3 = г|пот/г|ф. Если П3 < 1, то проницаемость
призабойной зоны превышает проницаемость пласта, если П3 > 1, то
с устранением зоны засорения прискважинной части пласта дебит может
быть увеличен пропорционально П3, т. е. gnOT = 0фП3.
Для упрощения определения гидропроводности и коэффициента сни-
жения проницаемости прискважинной зоны пласта можно пользоваться
имеющимися номограммами, построенными по известным значениям
М и Q. Расчеты lg[(/ + 0)/0] облегчаются при использовании специаль-
ных таблиц. Полученные кривые притока и восстановления давления
обрабатывают также с использованием других методик, полученные
результаты при этом сравниваются.
Кривые притока, восстановления давления и общее время испытания
дают дополнительную информацию о неоднородности пласта и пласто-
вого флюида, радиусе исследований, факторе истощения залежи и дру-
гих параметрах.
Возможные изменения литологического состава и коллекторских
свойств пласта вблизи ствола скважины, выклинивания, тектонические
нарушения, а также вариации свойств пластового флюида в радиусе
исследования при работе с ИПТ отражаются в наклоне кривых восста-
новления давления.
135
Рис. 58. Зависимость формы кривой 4
восстановления давления от неодно-
родности пласта (штрихпунктирныс
линии)
Rt рассюяние oi оси скважины
Изменения характера кривых восстановления давления показаны на
рис. 58 для случаев: 1) когда проницаемость ближней зоны кпр j больше
проницаемости дальней зоны кпр2 либо вязкость флюида щ в ближней
зоне меньше вязкости флюида р2 в дальней зоне (кривая 7); 2) когда
проницаемость ближней зоны knp i меньше проницаемости дальней зоны
кпр2 либо вязкость флюида в ближней зоне больше вязкости флюида
ц2 в дальней зоне (кривая 2). Характер первой кривой может быть
обусловлен наличием трещинного коллектора или коллектора со сме-
шанным типом пустотного пространства.
В ряде случаев при многоцикловом испытании одного и того же
интервала наблюдается постепенное снижение пластового давления
относительно его значения, установленного в процессе первого цикла
испытания. Это может иметь место при весьма ограниченных размерах
залежи. Несмотря на то, что из такой залежи в процессе работы с ИПТ
могут быть получены значительные притоки, пластовое давление при
отборе нефти (газа) будет резко падать. Очевидно, что разработка таких
гидродинамически изолированных залежей в отдельных случаях эконо-
мически нецелесообразна.
Радиус исследования ИПТ зависит от коллекторских свойств пласта,
характера насыщающего его флюида и времени работы пласта. Устано-
влено, что радиус исследований тем больше, чем выше проницаемость
пласта и длительнее время его работы; он уменьшается при больших
значениях толщины пласта и вязкости флюида.
Проведение нескольких циклов работы с ИПТ способствует очистке
прискважинной зоны пласта вследствие его интенсивного дренирования.
Результаты расчета гидродинамических параметров соответствуют
идеальному случаю (однородный пласт, однофазный поток, установив-
шийся режим, постоянная депрессия на пласт и т. д.) и с определенными
допущениями характеризуют реальную картину процесса испытания
и реальные гидродинамические параметры пласта.
' § 3. Экономические и технологические предпосылки влияния
комплекса ГТИ, работ с ИПТ и ГИС на строительство
нефтяных и газовых скважин
Технические проекты на строительство нефтяных и газовых скважин
составляют специализированные организации, в основном террито-
риальные НИПИ, на основании технического задания УБР в соответст-
вии с проектами геологоразведочных работ на нефть и газ с учетом
конкретных особенностей той площади, на которой проектируется бу-
рение.
Проектно-сметная документация предусматривает в необходимом
объеме комплекс исследовательских работ-ГТИ, работ с ИПТ и ГИС.
Регламенты на испытание пластов в процессе бурения предусматривают
поддержание уровня жидкости в кольцевом пространстве в период
вызова притока и его перекрытия для получения кривой восстановления
давления. Это необходимо для создания постоянного уровня в затруб-
ном пространстве, по поведению которого контролируется герметич-
ность колонны и пакеровки, а также устанавливается наличие интерва-
лов поглощения или пластов с АВПД.
На новых площадях при поисково-разведочном бурении на буровой
должны быть установлены станции ГТИ для круглосуточного контроля
за технологическим процессом бурения и геологических наблюдений
с целью выдачи оперативных рекомендаций по оптимизации бурения.
Наличиё технологических датчиков и станции ГТИ позволяет не
только выбрать интервал испытания, режимный регламент, но и контро-
лировать работу клапанов ИПТ по показаниям технологических датчи-
ков, т. е. управлять процессом испытания. Следует отметить, что опти-
мальный режим бурения на основе информации ГТИ способствует
сохранению ствола скважины, предотвращает образование сальников,
обвалов, формирование глубоких зон проникновения и тем самым
предопределяет нормальные условия для успешного проведения работ
с ИПТ и получения достоверных результатов, характеризующих насы-
щение пласта и его гидродинамические параметры.
Основные условия обеспечения оптимального режима испытания
заключаются в создании необходимой депрессии па пласт, длительности
времени притока и восстановления давления в течение каждого цикла,
а также в отборе проб пластового флюида. Депрессия (Ар-разность
между пластовым давлением и давлением на забое) на пласт и характер
ее изменения в процессе притока влияют на количество отбираемой
жидкости и достоверность определения характера насыщения пласта.
Наибольшая депрессия может быть равна пластовому давлению
(Артах — рпл), но Артах выбирается с учетом прочности труб на смятие
и устойчивости ствола. Естественно, что при большем Ар больше
вероятность получения флюида из слабопроницаемого пласта, но вместе
с тем появляется вероятность разгазирования пластовой нефти, а это
снижает качество кривой восстановления давления и уменьшает досто-
верность установления гидродинамических параметров. Учитывая, что
137
минимальная депрессия Apmin = рст — рпл, в промысловой практике для
испытания предположительно нефтяных пластов рекомендуется Аропт =
= (2,5 - 3) APmin.
Испытанию пласта предшествует комплекс геолого-технологических,
геофизических и геохимических исследований, на основе которых выби-
раются объект испытания, компоновка ИПТ, состав контрольно-изме-
рительных приборов и планируется технология испытания пласта. Про-
мыслово-геофизический материал используется также для выбора мест
установки пакера. При наличии во вскрытом интервале объектов с раз-
личным характером насыщения испытания проводятся селективно с ис-
пользованием двухпакерной компоновки. При компоновке якорного
устройства с многоцикловым испытателем за один спуско-подъем ИПТ
допускается исследование нескольких объектов последовательно сверху
вниз или снизу вверх; при этом для оценки характера насыщения
используется многокамерный пробоотборник.
Комплекс ГТИ, работ с ИПТ и ГИС позволяет достоверно решать
задачи нефтепромысловой геологии, сводить затраты к минимуму и
строить нефтяные и газовые скважины без осложнений с высокими
геолого-экономическими результатами.
Часть вторая
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ
Глава V
СТРУКТУРА И ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Современный процесс оптимизации бурения с помощью геолого-
технологических исследований осуществляется по определенной схеме.
Как следует из рис. 59, схема делится на две цепочки в зависимости от
условий процесса бурения. Нормальный процесс без осложнений предпо-
лагает решение задачи оптимизации, а возникновение любых опасных
аномалий требует их анализа для решения задачи предупреждения
осложнений и аварий, причем последняя задача имеет приоритет. В схе-
му не включена задача контроля пластовых давлений методами техно-
логических исследований, поскольку она является специальной, выпол-
няется по требованию заказчика и решается в функции глубины неза-
висимо ог условий проводки скважины. В существующих методических
пособиях [6 и др.] достаточно полно изложены вопросы, связанные
с особенностями работ по сбору текущей информации, ее первичному
анализу и выделению технологических аномалий, поэтому в данной
работе они не рассматриваются. Основной упор в последующем изложе-
нии делается на описание методов предупреждения аварий и ослож-
нений, а также оптимизации процесса бурения.
§ 1. Комплекс методов ГТИ для предупреждения
осложнений и аварий
Следствием поступления пластового флюида из пласта в скважину
являются газонефтеводопроявления, т. е. самопроизвольный излив буро-
вого раствора и пластового флюида различной интенсивности (перелив,
выброс, фонтан) через устье скважины.
Пластовый флюид из пласта в скважину может поступать как при
давлении в скважине ниже пластового, так и при положительном
дифференциальном давлении. Отрицательный перепад давления между
скважиной и пластом образуется либо при постоянном скважинном
давлении и превышении над ним пластового давления, либо при сохра-
нении последнего, но при произвольном снижении давления на забой.
В первом случае действуют геологические причины, обусловленные
Главным образом недостаточной изученностью разреза, т.е. наличием
139
Рис. 59. Схема технологических исследований скважин
непредусмотренных проектом зон АВПД, локальных залежей с газом,
тектонических нарушений. Давление на забой и стенки скважины скла-
дывается из гидростатического давления и различных составляющих
гидродинамических давлений.
Гидростатическое давление определяется плотностью и высотой
столба бурового раствора, уменьшение этих величин ведет к снижению
гидростатического давления, а следовательно, и давления на забой.
Плотность бурового раствора может быть неверно запланирована из-за
незнания фактической величины пластового давления, а также может
произвольно снизиться в процессе бурения вследствие недостаточной
дегазации раствора или установки ванн. Высота столба бурового раст-
вора снижается в результате недолива скважины при подъеме инстру-
мента, поглощения раствора и гидроразрыва пласта, а также вследствие
резкого падения уровня в кольцевом пространстве при сломе обратного
.клапана в процессе спуска обсадной колонны.
Гидродинамические давления на забой и стенки скважины возникают
в процессе циркуляции бурового раствора, подъема и спуска инстру-
мента, а также при резком торможении инструмента и резком запуске
насоса.
Поступление пластового флюида из пласта в скважину под действием
перепада давления описывается уравнениями фильтрации, простейшим
из которых является уравнение Дарси: V= (к/p) (Др/Г), где Г-скорость
фильтрации, м3/с; к - проницаемость среды, м2; ц-вязкость жидкости
или газа, Па-с; Др-перепад давления, Па; /-длина образца породы, м.
Таким образом, снижение забойного давления ниже пластового
вследствие снижения гидростатического или гидродинамического давле-
ния приводит к притоку из пласта или к росту его интенсивности.'
Во время промывки и в первый период после ее прекращения из
бурового раствора в газоносный объект отфильтровывается жидкая
фаза (дисперсионная среда). Плотность газа невелика, поэтому избы-
точное давление в скважине вблизи подошвы пласта выше, чем у кровли.
В покое давление, создаваемое тиксотропной средой, уменьшается по
мере того, как часть твердой фазы выпадает из взвешенного состояния
и отлагается на стенках скважины и колонне труб. При снижении
давления в скважине против кровли пласта ниже пластового отфильтро-
вывание жидкой фазы прекращается и может начаться поступление
в скважину газа.
Одной из причин поступления пластового флюида в скважину во
время перерывов в циркуляции является локальное снижение гидроста-
тического давления на определенном участке ствола скважины в. резуль-
тате уменьшения объема раствора на этом участке и зависания над ним
расположенного выше столба раствора. Зависание раствора обеспечи-
вается наличием в нем прочной структуры, определяющейся величиной
статического напряжения сдвига. Существуют две причины уменьшения
объема раствора - фильтрация в проницаемый пласт и контракция
(уменьшение объема раствора при взаимодействии жидкой и твердой
фаз, главным образом воды и глины).
141
Таким рбразом, в замкнутой системе уменьшается объем раствора,
что ведет к снижению давления и возможности обратной фильтрации из
пласта. Длительность этого процесса обусловливается прочностью
структуры раствора. Механизм поступления флюида из пласта в этом
случае несколько отличается от обычной фильтрации флюида, посколь-
ку первоначальное гидростатическое давление обеспечивает не только
положительный перепад давления, но и фильтрацию раствора в пласт
Фильтрат раствора, попав в пласт, стремится под действием сил грави-
тации переместиться к его подошве. Газ, находясь выше зоны фильтра-
ции, проникает (а при наличии вертикальных трещин-вытесняется)
в зону пониженного давления, образованную в результате зависания
бурового раствора. Объем поступившего газа будет тем больше, чем
выше водоотдача раствора, проницаемость пласта и статическое напря-
жение сдвига раствора.
Если пласт трещиноватый, то в процессе бурения в трещины посту-
пает значительное количество раствора, который смешивается с газом,
а при снижении давления в скважине - вместе с газом возвращается
в ствол.
При положительном перепаде давления на пласт пластовый флюид
поступает в скважину вместе с частичками выбуренной породы, объем-
ная скорость такого поступления примерно пропорциональна механи-
ческой скорости проходки. Кроме того, флюид может поступать в ре-
зультате диффузии через проницаемые стенки, под действием капил-
лярного и осмотического давлений. Интенсивность такого притока
обычно невелика, если нет длительных перерывов в циркуляции.
Таким образом, пластовый флюид может поступать в скважину как
разовыми порциями (пачками) при создании кратковременных условий
для его «подтягивания» из пласта, так и непрерывно. Непрерывное
поступление в малых объемах за счет диффузии, осмоса и т. п. создаю т
фоновые газопоказания, а непрерывная фильтрация из пласта класси-
фицируется как приток пластового флюида.
Природный газ, как и воздух, плохо растворяется в глинистом
растворе, поэтому основная масса 1аза, поступающая в раствор, нахо-
дится в виде мельчайших пузырьков. На большой глубине эти пузырьки
испытывают значительное давление, определяемое весом столба раство-
ра, и размеры их чрезвычайно малы. По мере подъема раствора,
обогащенного газом, по стволу скважины и уменьшения 1идроста-
тического давления газ расширяется, объемное соотношение газ
жидкость возрастает. В результате давление на стенки скважины,
создаваемое столбом газированного раствора, уменьшается, разность
между пластовым давлением и давлением в скважине возрастает, что
способствует интенсификации притока газа из пласта. Как только
порция газированного раствора оказывается на глубине нескольких сот
метров от не! ерметизированпого устья, начинается бурное расширение
газа; при этом часть раствора может быть выброшена из скважины,
а давление на се стенки скачкообразно уменьшиться. В случае притока
нефти с растворенным 1азом расширение газа начнется с момента
142
перехода его в свободное состояние, т. е. при давлении, равном дав-
лению насыщения.
Таким образом, скважина в зависимости от состояния системы
газ-буровой раствор может быть разделена на две зоны: нижнюю,
в которой происходит растворение, и верхнюю, в которой выделяется
газ. При нахождении газа в нижней зоне давление столба раствора не
отличается от давления, создаваемого негазированной жидкостью,
а подъем газированного раствора в верхнюю зону приводит к снижению
гидростатического давления на забой и представляется опасным с точки
зрения выброса.
Установить момент поступления локальной газовой пачки в буровой
раствор и однозначно оценить последствия практически очень трудно.
Теоретически на этот момент должно указывать повышение скорости
потока раствора на выходе из скважины и уровня в рабочей емкости,
причем независимо от отсутствия или наличия циркуляции.
В широком диапазоне интенсивности притока вполне достаточна
чувствительность расходомеров в пределах 2-3 л/с, обеспечивающая
своевременное (эффективное) обнаружение притока газа в ствол сква-
жины. Серийно выпускаемые расходомеры, измеряющие скорость по-
тока на выходе из скважины, имеют более низкую чувствительность,
поэтому для количественной оценки проявления обычно пользуются
замерами уровня в емкости. Точность реакции уровнемера зависит
главным образом от площади емкости. Переключение блоков пло-
щадью 40 м2 на блоки площадью 20 м2 (выключение одной из двух
используемых емкостей) равноценно увеличению чувствительности реак-
ции устройства в 2 раза. Время обнаружения проявления по уровню
в емкостях можно определить по формуле Дг = Х/2ДИ/Л, где ДК-
минимальное обнаруживаемое приращение объема в емкости, м3; А -
коэффициент интенсивности притока, зависящий от проницаемости
пласта, перепада давления на забое и скорости бурения (А = 0,001 —
-0,15 л/с2).
При проницаемости пласта 0,05 мкм2, перепаде давления на забое,
эквивалентном изменению плотности раствора 0,06 г/см3, и скорости
проходки 6 м/ч А =0,01 л/с2. Тогда время обнаружения проявления для
емкости площадью 24 м2 и серийных уровнемеров будет составлять
около 300 с. Это время значительно сокращается с увеличением интен-
сивности проявления и в областях высокой интенсивности практически
не зависит от чувствительности уровнемеров.
Таким образом, момент поступления пластового флюида в скважину
отмечается на диаграмме уровня в рабочей емкости через некоторое
время, которое зависит от чувствительности уровнемера и интенсив-
ности притока. Во время перерыва циркуляции на проявление укажет
прежде всего индикатор скорости потока, поскольку на емкости это
отразится с опозданием на время, требующееся для прохождения раст-
вором желобов.
В процессе циркуляции дополнительным косвенным признаком по-
ступления флюида из пласта будет служить изменение давления на входе
143
в скважину. Момент поступления теоретически отмечается ростом дав-
ления вследствие избыточного объема прокачиваемого раствора. Такое
изменение давления продолжается до тех пор, пока не наступит сниже-
ние давления в результате снижения плотности раствора за счет
его газирования и подъема газовой «пачки» к поверхности. В зависи-
мости от состава поступившего в ствол скважины флюида снижение
давления может наступить раньше или позже. Многокомпонентный
состав пластового газа (с различными температурами и давлениями
перехода в газообразное состояние компонентов) и постоянное увели-
чение объема газовой «пачки» являются причиной того, что газовая
«пачка» в растворе при подъеме к устью приобретает большую протя-
женность «по времени» и длине. Первая порция газированного раствора
может поступить в насос раньше, чем основная «пачка» достигнет устья.
Это обстоятельство позволяет обнаружить газ в растворе еще до выхода
основного его объема на поверхность и появления прямых признаков
газа, поскольку при захвате насосом газа резко снижается коэффициент
наполнения насоса.
Таким образом, при циркуляции подход пачки газированного раст-
вора к устью характеризуется падением давления, достигающим макси-
мальной величины при попадании облегченного газированного раствора
в буровой насос. Повышение уровня в емкости начинается при подходе
пачки газированного раствора к устью, когда увеличение объема этой
пачки становится значительным. Максимальная величина объема на-
блюдается в момент выхода пачки на поверхность, затем она может
снижаться. Скорость потока бурового раствора на выходе в связи
с невысокой чувствительностью индикатора потока однозначно указы-
вает лишь на момент выхода пачки из затрубья. Значительные объем
и газонасыщенность пачки дают высокоамплитудные колебания на
кривой потока на фоне общего их увеличения. Малые по объему
и газонасыщению «пачки» вообще могут не зарегистрироваться на
кривых потока и уровня бурового раствора.
К безусловным признакам газирования бурового раствора относятся
повышение его газосодержания и снижение плотности на выходе из
скважины. Оба эти признака появляются при выходе пачки из затрубья.
Характерным признаком газирования раствора является также сни-
жение температуры бурового раствора на выходе из скважины или
снижение темпа ее повышения при выходе газированной пачки на
поверхность вследствие выделения свободного газа.
Присутствие в скважине газированных «пачек» бурового раствора,
которые отмечаются повышением газосодержания раствора и сниже-
нием его плотности при выходе на поверхность, но не дают повышения
объема в емкости, не является аварийной ситуацией и не требует
принятия немедленных мер по ликвидации проявления и утяжеления
раствора. Однако это должно быть настораживающим фактором, тре-
бующим усиления контроля за поведением скважины в процессе ее
углубления. Основная задача для предупреждения выброса в данном
случае заключается в немедленной дегазации раствора, отсечении обна-
144
рис. 60. Характеристики при
нефтсгазопроявлении в про-
цессе бурения:
Hacioia вращения poiopa; zBUX
темпера iура на выходе; рвж давление
на входе; И объем рас i вора в ем-
кое! ях; QBbJ, индика юр по iока на вы-
ходе
ружейной газовой «пачки» от циркуляции и недопущении повторной
закачки ее в скважину.
Если же «пачка» газонасыщенного раствора приводит к повышению
уровня в емкости, т. е. имеет значительный объем, то требуются немед-
ленная герметизация устья и, возможно, утяжеление раствора.
Обнаружить и оценить непрерывное поступление (приток) пласто-
вого флюида можно по тем же признакам, по которым обнаруживается
присутствие газированных «пачек» раствора в скважине. Но в случае
притока все описанные ранее признаки носят явно выраженный и более
однозначный характер. Безусловные признаки притока-непрерывное
увеличение уровня раствора в емкостях и движение раствора в желобах
при выключенной циркуляции. Если приток обусловлен вскрытием
пласта с давлением, превышающим давление кв скважине, то одно-
временно с описанными признаками (или несколько раньше) наблю-
даются резкое повышение механической скорости проходки и изменение
(чаще увеличение) крутящего момента на роторе. Рост механической
скорости связан со снижением дифференциального давления и прочности
пород.
Приток пластового флюида в скважину является наиболее опасной
ситуацией в процессе бурения и требует немедленной герметизации устья
и утяжеления раствора для прекращения дальнейшего притока из пласта
и ликвидации проявления в начальной стадии, не допуская выброса.
На рис. 60 представлена ситуация вымывания и выхода (выброса) на
поверхность «пачки» газо- и нефтенасыщенного раствора большого
объема. Время, через которое она достигла устья, меньше времени
полуцикла по кольцу, следовательно, «пачка» образовалась еще до
начала долбления, очевидно, во время предыдущей спуско-подъемной
операции, так как ни во время, ни после СПО промывок не было.
145
Причина появления этой «пачки» в растворе, очевидно, заключается
в эффекте свабирования при подъеме, а также в фильтрации и зависании
раствора. Первый признак наличия «пачки» облегченного (газирован-
ного) раствора в затрубном пространстве снижение давления на вы
ходе отмечается задолго до ее подхода к устью. За 50 мин до выброса
наблюдается повышение уровня в рабочей емкости, сопровождающееся
резким падением давления и падением темпа увеличения температуры
раствора на выходе до нуля. Это время соответствует переходу давления
насыщения и выделению свободного газа. Индикатор потока в связи
с малой чувствительностью однозначной картины притока не дает.
В начальный момент повышения уровня в емкостях необходимо было
остановить бурение и приступить к ликвидации проявления. Фактически
бурение продолжалось до выхода (выброса) на поверхность газовой
«пачки» с общим увеличением объема раствора на 4,5 м3. Появление
газа на устье с расплескиванием раствора хорошо отмечается на кривой
потока. Только после этого устье скважины было загерметизировано.
После открытия превентора произошел выброс 2 м3 нефти, после чего
устье снова закрыли и буровая бригада продолжила работы по ликви-
дации нефтегазопроявления.
Поступление пластового флюида из пласта в скважину может быть
обусловлено снижением забойного давления за счет эффекта сваби-
рования при подъеме колонны. В зависимости от величины этого
эффекта возможно как образование локальной «пачки» газа на забое, так
и непрерывный приток из пласта.
Величина эффекта свабирования зависит от скорости подъема колон-
ны, площади кольцевого пространства и реологических параметров
бурового раствора. Чем больше скорость подъема, меньше зазор между
колонной и стенками скважины и выше напряжение сдвига и вязкость
раствора, тем больше снижается давление на забой и стенки скважины.
Максимально допустимая скорость подъема колонны определяется из
условия снижения давления не более чем до величины пластового
давления.
Контроль за проявлениями во время подъема инструмента осуществ-
ляется путем сравнения объемов стенок поднятых труб и доливаемого
раствора. Долив контролируется по уровню раствора в рабочей (если
долив осуществляется насосом) или доливочной емкости. Наибольшая
сложность при определении баланса долива заключается в невозмож-
ности точного определения объема «сифона» и наличия пленки раствора
на внутренней стенке трубы. Как показывает практика, объем пленки
раствора на трубах длиной 1000 м может достигать 1,4 м3 при плот-
ности его 2,25 г/см3 и скорости подъема 1 м/с, т. е. вполне может
превысить допустимый для операции подъема колонны объем притока.
Индикатор потока на выходе указывает на излив лишнего объема
раствора при доливе, а также на непрерывный приток из пласта при
выключенной циркуляции.
Таким образом, при подъеме инструмента признаками проявления
являются баланс между доливом и объемом стенок труб и наличие
146
рис. 61. Характеристики си-
туации притока в процессе
подъема инструмента:
И' вес инструмента (колонны), опаль-
ные условные обозначения см. на
рис. 60
потока раствора в желобе. Обычно допустимый баланс, равно как
и допустимое количество свечей, поднимаемых без долива, опреде-
ляются заранее для каждого опасного интервала исходя из условия
недопущения снижения уровня рас i вора в скважине ниже безопасного
(т. е. снижения гидростатического давления не ниже пластового).
На рис. 61 представлены записи кривых веса инструмента, объема
раствора в рабочей емкости (долив ведется насосами) и потока раствора
на выходе из скважины. В табл. 17 представлена часть карты долива для
данного подъема инструмента. В соответствии с данными карты долива
на протяжении первых одиннадцати доливов объем в емкости снижается
Таблица 17
Номер долива Подия 1 о свечей ВСС1 о Поччя । о свечей между доливами Расчетный долив, м' Фактический ю тив, м’ Баланс каждого долива, м' Общий ба тане, м' Выход раствора в желоба
11 • 58 5 0,72 0,9 -0,18 -0,42 +
12 63 5 • 0.72 0,9 -0,18 -0,60 +
13 68 5 0,72 0,8 -0,08 -0,68 +
14 73 6 0,92 0,7 + 0,22 -0,46 +
15 79 5 0,72 0,6 + 0,12 -0,34 +
16 84 6 0,92 0,4 + 0,52 + 0,18 +
17 90 S 0.72 0,4 + 0,32 + 0,5 +
18 95 5 0.82 0,2 + 0.62 + 1.12 +
147
в пределах погрешности. На 12-м и 13-м доливах подъем идет с незна-
чительным снижением объема. После 13-го долива наблюдается по-
стоянный прирост объема, на 17-м доливе общий баланс составил 0,5 м3
После этого скважина не приняла долива и начался слабый перелив in
затрубья, что на рис. 60 отмечается повышением объема в емкости
После этого буровая бригада приступила к немедленному спуск}
инструмента, что также отмечается продолжением повышения объема.
Необходимо было еще после 14-го долива, когда впервые появился
положительный баланс, остановить подъем и проверить положение
уровня в скважине. При наличии перелива следовало приступить
к спуску инструмента и ликвидации проявления (инструмент находился
в то время на 540 м ниже, чем в то время, когда начался фактический
спуск), при отсутствии перелива можно было продолжить подъем, но на
пониженной скорости.
При подходе «пачки» к устью и выходе ее на поверхность можно по
ряду косвенных признаков определить вид поступившего в скважину
пластового флюида. Плавное и непрерывное изменение параметров
(снижение давления, увеличение уровня в емкости, снижение плотности
и повышение газосодержаия раствора на выходе, увеличение потока)
свидетельствует о поступлении жидкого флюида (нефти или воды).
Газирование раствора дает нестабильную, но более яркую картину всех
аномалий. При этом на всех кривых на фоне описанных изменений
наблюдаются колебания. Особенно ярко эти колебания выражены на
кривых потока (запись напоминает пилообразную кривую с широкой
амплитудой) и плотности (разброс значений в больших пределах) при
выходе газа на поверхность. Снижение температуры раствора на выходе
или темпа ее повышения характерно только для выхода газовых «пачек»,
жидкий флюид явной и однозначной картины в этом случае не дает.
Очень характерные признаки дает изменение удельного электри-
ческого сопротивления бурового раствора на выходе. Если выход на
поверхность нефти и газа отмечается повышением сопротивления раст-
вора, то поступление минерализованной воды дает противоположную
картину - наблюдается резкое снижение сопротивления. Особенно это
характерно для высокоминерализованной пластовой воды. Если же
в раствор поступил рассол или рапа, то, как правило, на выходе
появляется «пачка» раствора с нарушенной неоднородной структурой.
Глушение проявляющей скважины заключается в замене газирован-
ного раствора на чистый раствор с плотностью, достаточной для того,
чтобы создать на пласт требуемое избыточное давление. Существует ряд
методов глушения: задавка на поглощение, метод бурильщика, метод
ожидания и утяжеления, непрерывный метод и т. д. Реализация всех этих
методов основана на анализе устьевой информации, получаемой в про-
цессе газонефтеводопроявления и при герметизации устья. Основная
информация для этого-приращение объема раствора в емкостях, дав-
ление в бурильных трубах, давление в затрубном пространстве сква-
жины. Именно на основе этих данных определяются требуемая плот-
ность раствора для глушения, давление циркуляции при глушении,
148
максимальный объем на устье при вымыве газа, плотность поступающе-
го пластового флюида. Кроме того, можно определить текущее давле-
ние на устье и максимальное давление на стенки скважины в момент
Прохождения газовой «пачки».
Станцией ГТИ регистрируются все необходимые для этого пара-
метры: давление на входе в скважину, уровень раствора в емкостях
и давление на выходе из скважины (или давление в обсадной колонне)
при закрытом устье.
Процесс глушения скважины состоит из ряда последовательных
операций, каждая из которых контролируется станцией ГТИ. При этом
требуется регистрация давления на насосах и в колонне, выходных
параметров бурового раствора, а также расхода его на входе и выходе
скважины.
При методе бурильщика, когда глушение осуществляется за два
цикла промывки, давление на насосах изменяется следующим образом:
1) от момента закачки бурового раствора на пониженной подаче до
выхода (вымыва) газовой «пачки» остается постоянным, равным сумме
избыточного давления в трубах, гидравлических сопротивлений в систе-
ме при пониженной подаче и дополнительного перепада давления для
поддержания превышения забойного давления над пластовым;
2) от начала закачки утяжеленного раствора до момента достижения
этим раствором долота снижается пропорционально росту плотности
раствора;
3) от момента выхода утяжеленного раствора из-под долота до
заполнения им затрубного пространства остается постоянным.
Давление в обсадной колонне меняется следующим образом:
1) по мере подъема газового пузыря к устью плавно растет до
максимальной величины ртах;
2) в процессе вымывания газового пузыря снижается линейно и после
окончания вымывания становится равным сумме избыточного давления
в трубах и дополнительного перепада давления Др;
3) от начала закачки утяжеленного раствора до достижения им
долота остается постоянным;
4) по мере подъема утяжеленного раствора к устью снижается до
величины Др.
При методе ожидания и утяжеления, когда глушение осуществляется
за один цикл промывки, давление на насосах меняется так:
1) по мере подъема газовой «пачки» до момента достижения утяже-
ленным раствором долота снижается;
2) до выхода утяжеленного раствора из затрубья остается посто-
янным.
. Давление в колонне изменяется следующим образом:
1) плавно растет до максимальной величины при подходе газовой
«пачки» к устью;
2) быстро снижается по мере вымывания «пачки»;
3) снижается до нуля по мере подъема утяжеленного раствора
к устью.
149
Любое изменение расчетных контролируемых величин давления в i
или другую сторону может быть обусловлено нарушением режим(1
глушения (неправильным дросселированием), низким качеством обор\
дования (негерметичность обсадной или бурильной колонны, неисправ
ность поверхностного оборудования) или поведением скважины (поступ
ление дополнительной порции газа или поглощение под башмакох
обсадной колонны).
1. Предупреждение поглощений бурового раствора. Поглощение бу
рового раствора в пласт является следствием превышания забойноп
давления над пластовым. В результате такого превышения бурово!
раствор, преодолевая местное гидравлическое сопротивление, буде i
проникать в трещины, каверны и поры пород.
Поглощение вызывается как геологическими, гак и технологически-
ми причинами. В первом случае пластовое давление в зоне поглощения
ниже нормального. Во втором случае давление в скважине по ряд\
причин превышает пластовое.
Причиной повышения давления в скважине может быть рост гидро-
статического или гидродинамических давлений. Гидростатическое дав-
ление может быть повышено в результате плановдго или произвольного
повышения плотности раствора. Плановое повышение обусловливается
ошибкой в проекте, а произвольное- недостаточной очисткой раствора
от шлама и значительной фильтрацией жидкой фазы раствора в пласт
Причиной поглощения и даже гидроразрыва пласта может служить рост
давления в закрытой скважине в процессе ликвидации газонефтеводо-
проявления. Как правило, допустимое давление на устье при глушении
скважины регламентируется как прочностью обсадной колонны, так
и давлением гидроразрыва пласта.
Дополнительные гидродинамические давления в скважине возникают
при спуске инструмента, резкой его остановке, включении насосов,
проработке ствола, спуске обсадных колонн, их цементировании, при-
менении растворов с высокими вязкостью и напряжением сдвига. Вели-
чина этих давлений обусловлена скоростью движения инструмента,
размерами кольцевого зазора, расходом и реологическими свойствами
раствора.
К технологическим причинам поглощений следует также отнести
рост давления в скважине при зашламлении, обвалах пород и при
образовании сальников на инструменте.
Простое превышение забойного давления над пластовым не всегда
приводит к поглощению. Как правило, необходимо превысить некото-
рое начальное давление, чтобы началась фильтрация в пласт. Эго
давление- больше пластового - и называется давлением начала погпоще-
ния. Величина давления начала поглощения зависит как от технологи-
ческих, так и от геологических факторов. К технологическим факторам
относятся тип бурового раствора, его реологические и фильтрационные
свойства. Произвольное снижение вязкости и рост водоотдачи раствора
могут значительно повысить фильтрационные потери. К геолш ическим
факторам относятся наличие, размеры и тип каналов фильтрации
150
пласта, литологический состав пород, а также величина пластового
давления и вид пластового флюида. Наиболее благоприятные условия
поглощения создаются при вскрытии карбонатных коллекторов высокой
проницаемости с аномально низким пластовым давлением.
Естественные -каналы или среды, по которым движется буровой
раствор при поглощении, обычно представлены сообщающимися по-
рами, трещинами, кавернами и карстовыми полостями. Законы фильт-
рации через эти среды будут различными.
К первой среде отнесены трещиновато-кавернозные участки, течение
жидкости через которые подчиняется закону Краснопольского-Шези:
где Qi расход жидкости; коэффициент продуктив-
ности (приемистости); Ар-дифференциальное давление между забойным
и пластовым.
К второй среде отнесены пористые участки, фильтрация через кото-
рые подчиняется закону Дарси: Q2 = К2Ар.
К третьей среде отнесены самые мелкопористые участки, фильтрация
жидкости через которые происходит с преодолением начальных градиен-
тов давления и подчиняется зависимости Q3 = К3(\р)2.
Так как проницаемые пласты могут быть представлены трещинова-
то-кавернозными, пористыми и мелкопористыми отложениями, фильт-
рация по ним происходит по всем законам одновременно, причем
преобладает тот или иной вид фильтрации.
Обобщенный закон фильтрации в тройных средах имеет вид:
QcyM = Klx/Ap + K2Ap + K3(Ap)2.
Пористая и особенно мелкопористая среды характеризуются доволь-
но высоким давлением начала поглощения, причем вначале фильтрация
идет по самым крупным порам среды, затем по мере увеличения
давления в процесс фильтрации вовлекаются все более мелкие поры.
Этот процесс сопровождается кольматацией пор твердой фазой буро-
вого раствора. Глубина, а также длительность кольматации и возмож-
ность образования корки будут зависеть от соотношения между разме-
рами каналов фильтрации и частиц твердой фазы раствора.
Давление начала поглощения в трещиновато-кавернозных породах
близко к пластовому, поэтому в них поглощение начинается практически
после небольшого превышения забойного давления над пластовым.
Процесс кольматации в таких средах затруднен из-за низких гидрав-
лических сопротивлений среды и большой глубины проникновения
раствора.
Прямым и однозначным признаком поглощения является снижение
уровня бурового раствора в емкостях. Этот признак действителен
только при наличии циркуляции, пока существует связь скважины
с поверхностью. При отсутствии циркуляции снижение уровня в сква-
жине может быть отмечено только визуально, поскольку не произво-
дится измерение уровня в затрубье.
Вскрытие поглощающего интервала в процессе механического буре-
151
ния отмечается резким ростом механической скорости проходки, измене-
нием крутящего момента и одновременным (а возможно, и несколько
запаздывающим) падением уровня раствора в рабочей емкости. Очень
характерной и весьма опасной ситуацией (относительно катастрофи-
ческих поглощений) является вход в сильнокавернозные, закарстованныс
породы с низким пластовым давлением. При их вскрытии резкий poci
скорости проходки выражается в провалах инструмента, а падение
уровня в емкости начинается практически одновременно с провалами
и сразу с большой интенсивностью. Дальнейшее вскрытие такого интер
вала может привести к потере циркуляции.
Как правило, при небольшой интенсивности поглощения (до
5-6м3/ч) бурение продолжается в условиях частичного поглощения.
Прямые признаки поглощения - снижение уровня раствора в рабочих
емкостях и скорости потока на выходе из Скважины. По скорости потока
в связи с малой чувствительностью небольшую интенсивность можно нс
отметить.
Косвенным признаком поглощения является снижение давления раст-
вора на входе в скважину. Давление-функция расхода в квадрате,
поэтому даже небольшое снижение расхода раствора в затрубье вслед-
ствие ухода его части в пласт даст заметное снижение давления на
стояке, поскольку гидродинамические потери давления в кольцевом
пространстве есть составляющая общего давления на насосах. Еще один
немаловажный признак поглощения - колебания давления на общем
фоне его снижения. Колебания, очевидно, связаны с постоянно дейст-
вующей гидродинамикой в системе пласт-скважина. В начальный мо-
мент поглощения давление снижается по описанной выше причине. Но
снижение гидродинамического давления в затрубье ведет к снижению
общего забойного давления и соответственно дифференциального меж-
ду скважиной и пластом, что неизбежно приводит к снижению интен-
сивности фильтрации в пласт и к последующему повышению давления.
Такой знакопеременный процесс изменения интенсивности поглощения
вызывает колебания давления.
Другим косвенным признаком поглощения является снижение темпе-
ратуры раствора на выходе из скважины. Температура снижается в ре-
зультате неполного теплообмена со стенками скважины, поскольку не
весь раствор участвует в циркуляции.
Вскрытие зоны поглощения (бурение в условиях частичного поглоще-
ния) может происходить с изменяющейся интенсивностью поглощения.
Этот признак-изменение во времени интенсивности поглощения-
косвенно характеризует среду, в которую идет поглощение. Снижение
интенсивности является результатом кольматации каналов фильтрации
пласта твердой фазой раствора и образования глинистой корки. Это
наблюдается, как правило, при вскрытии мелко- и среднепористой сред.
Постоянная во времени или растущая по мере вскрытия интервала
интенсивность поглощения свидетельствует о достаточно большой про-
ницаемости и слабом образовании корки, что характерно для трещинно-
кавернозной среды.
152
рис. 62. Характе-
ристики ситуации
частичных погло-
щений в процессе
бурения:
индикатор потока на
входе; остальные услов-
ные обозначения см. на
рис. 60
Следует отметить, что бурение в условиях частичного поглощения
•значительно повышает опасность зашламления. забоя из-за недоста-
точной скорости движения раствора и прихватов инструмента вслед-
ствие как зашламления, так и высокого дифференциального давления
между скважиной и пластом и образования толстой корки. В этом случае
может появиться вторичный признак поглощения (как следствие за-
шламления) - рост давления на входе в скважину.
На рис. 62 представлена ситуация поглощения бурового раствора
в процессе бурения. Первый признак поглощения-снижение уровня
(объема) раствора в рабочей емкости - появился на глубине 3293 м
одновременно с ростом механической скорости проходки с 1,7 до
2,2 м/ч. Затем скорость проходки возросла до 3 м/ч. Интенсивность
поглощения в первые 10 мин после его начала составила 6 м3/ч, затем
постоянно снижалась и на глубине 3297 м была равна 1,8 м3/ч. Снижение
Интенсивности объясняется образованием глинистой корки. Общий
объем поглощения к глубине 3297 м составил 4,8 м3. Начиная с этой
глубины скорость проходки падает (до 1,2 м/ч), что наряду со сни-
жающейся интенсивностью поглощения позволяет судить о выходе из
зоны поглощения. В данном случае буровой бригадой после получения
характеристик поглощения было принято решение продолжить бурение
с частичным поглощением. Интервал поглощения был благополучно
153
пройден и закольматирован буровым раствором, дальнейшее бурение
шло без осложнений. Как видно из рис. 62, скорость потока раствора на
выходе из скважины оказалась в данном случае неинформативной
Колебания давления на выходе при общем снижении его закономерны
и являются следствием вскрытия зоны поглощения. На кривой темпера-
туры бурового раствора на выходе из скважины четко отмечается
момент начала поглощения резким падением, и только после практи-
ческого прекращения поглощения температура вновь повышается и ста-
билизируется на должном уровне.
Контроль за поглощением бурового раствора в процессе спуско-
подъемных операций осуществляется путем сравнения объема стенок
спускаемых в скважину труб и объема вытесняемого из нее бурового
раствора. При определении расчетного объема вытеснения в качестве
слагаемых учитываются нормальные фильтрационные потери и наличие
пленки раствора на внутренней поверхности труб.
Признаком поглощения при спуске кроме прямого снижения уровня
раствора в скважине является уменьшение объема вытесняемого из
скважины раствора относительно объема спускаемых труб. Такое соот-
ношение может быть следствием как поглощения локальной порции
раствора под действием эффекта поршневания (т.е. само поглощение
происходит только при наличии дополнительной гидродинамической
составляющей забойного давления, а при ее устранении-остановке
инструмента-оно прекращается), так и непрерывного поглощения
пластом. Различаются эти ситуации при тщательном визуальном конт-
роле за уровнем в скважине при неподвижном инструменте. Снижения
влияния эффекта поршневания обычно добиваются уменьшением ско-
рости спуска инструмента, допустимая величина которой должна быть
определена из условия недопустимости гидроразрыва пласта.
Отличительной ситуацией при спуске является превышение объема
вытеснения над объемом стенок труб за счет засорения отверстий
долота, тяжелой структуры раствора и, как следствие, частичного
заполнения колонны.
Для определения давления начала поглощения и требуемой для его
ликвидации плотности раствора существует очень простой способ: долив
в скважину легкой жидкости или воды до получения статического уровня
раствора на устье. Тщательно замеряя объем и плотность доливаемой
жидкости, можно определить требуемую плотность раствора по простой
формуле ртр = р -|- [(рд — р) И2/Г], где р, рд- плотности соответственно
раствора в скважине на момент поглощения и доливаемой жидкости,
г/см3; V, V2 - объемы соответственно раствора в скважине и доливаемой
жидкости, м3.
Этот метод прост, но имеет ряд технологических недостатков,
связанных с необходимостью разбавления раствора легкой жидкостью,
с возможным нарушением его структуры и последующей ступенчатой
заменой раствора.
На базе данных ГТИ можно воспользоваться методом определения
давления начала поглощения, свободным от перечисленных недостат-
154
gOB. Физическую основу этого метода составляет зависимость интенсив-
ности фильтрационных процессов о г перепада давления. За теорети-
ческую базу взято решение известной задачи о наличии связи между
объемной скоростью плоско-радиальной фильтрации вязкой жидкости
р пласт с параметрами этого пласта и дифференциальным давлением
(формула Дюпюи):
гс
где Q-интенсивность фильтрации, м3/ч; kh/\i гидропроводность
пласта; Др - дифференциальное давление, Па; RK п радиус зоны фильт-
рации (кольцевого пространства), м; гс-радиус скважины, м.
Для одного и того же пласта величины kh/\x и гс постоянны,
a RKn меняется при изменении Др. Однако, если учесть, что перераспре-
деление давления в пласте длится сотни и тысячи секунд, а диапазон
значений репрессии на пласт, в пределах которого работает метод,
составляет весьма незначительную часть значения пластового давления,
то изменением Др в данном случае можно пренебречь. Для одного и того
же пласта можно записагь следующее соотношение:
61/62 = Ар1/Др2, (61)
где Qt и Q2 -интенсивность фильтрации при перепадах давления соот-
ветственно Др! и Др2.
Перепад давления в системе скважина-пласт в процессе циркуляции
бурового раствора определяется из выражения Др = рг 4- Дрк и — рпя, где
Рг , Рпл, Дрк.п - соответственно гидростатическое, пластовое давления
и гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве.
Давление в скважине можно изменять путем изменения гидроди-
намических потерь давления в кольцевом пространстве Дркп, т. е.
соотношение (61) можно переписать в виде:
<21/02 = + Рк.пХ - P«„ MtPr^ + ДЛ.п2 - Рпл ). (62)
где Дрк.п1 и Дркл12 - потери давления в кольцевом пространстве для
интенсивностей поглощения соответственно Q{ и Q2.
Самый простой способ изменить Дркп выключить циркуляцию,
тогда Дрк „2 = 0 и формула для определения рпл примет вид:
рПл = рг, - Q2 A/’nj./fQi - Qi )• (63)
где QA и Q2 интенсивность поглощения соответственно в процессе
циркуляции и без нее.
На рис. 63 представлена теоретическая зависимость интенсивности
поглощения от перепада давления в системе скважина - пласт. Очевидно,
что расчет по формуле (63) дает не истинное пластовое давление,
а давление начала поглощения, превышающее пластовое давление на
величину Др0. Величина Д/>0 зависит о г вязкости фильтрующейся смеси
Рис. 63. Зависимость интенсивности поглощения oi
перепада давления в системе скважина пласт:
1, 3 кривые о(клонений от линейной зависимости 2; Др диффс
ренциальное давление, Па; &рх, Ар2 перепады давления. Па; Qx
Q2 интенсивность фильтрации при перепадах давления cooibci
овеяно Др! и Др2
и проницаемости пласта. При малой вязкости раствора и высокой
проницаемости пласта величина Др0 очень мала, т. е. поглощение може i
начаться при очень небольшом превышении давления в скважине над
пластовым. Особая сложность при применении данного метода заклю-
чается в отклонении закона изменения давления от линейного закона
фильтрации.
Согласно обобщенному закону фильтрации в, тройственной среде
зависимость эта может отклоняться как вверх, так и вниз. Поэтому
рекомендуется использовать рассматриваемый метод только при вскры-
тии поглЬщающих пластов с приблизительно линейной характеристикой
фильтрации, так как кавернозные, закарстованные породы, а также
мелкопористые породы, во-первых, дадут значительную ошибку при
использовании линейной модели, во-вторых, практически не требую!
оперативного определения величины давления начала поглощения: пер-
вые-в силу необходимости применения более радикальных способов
ликвидации поглощения (тампонаж, заливка, обсадка), чем снижение
плотности, а вторые - по причине самоликвидации поглощения в резуль-
тате образования глинистой корки.
Практически данный метод можно реализовать следующим образом.
1. При вскрытии пласта-коллектора с поглощением прекратить буре-
ние, приподнять инструмент над забоем и определить по диаграммам
уровня интенсивность поглощения в процессе циркуляции Qx, м3/ч.
2. Выключить циркуляцию и выдержать без циркуляции время, за
которое объем поглощения в пласт составит не менее двукратного
объема, определяемого погрешностью измерения уровнемером. Обычно
эта выдержка во времени составляет не более 30 мин для очень малой
интенсивности и не более 10 мин для интенсивности поглощения больше
5 м3/ч.
3. Определить интенсивность поглощения без циркуляции Q2. Для
этого можно воспользоваться секундомером, определив время запаз-
дывания выхода раствора на устье после включения насоса, тогда
интенсивность Q2 определяется как расход х время запаздывания/время
выдержки.
Другой способ-графический-заключается в определении по диа-
грамме уровня величин объемов слива из желобов после выключения
насоса и заполнения желобов после включения. Тогда интенсивность
определяется как (объем заполнения — объем слива)/время выдержки.
156
4. Рассчитать гидростатическое давление, величину гидродинами-
ческих потерь давления в кольцевом пространстве или определить ее
опытным путем и рассчитать давление начала поглощения рНач.погЛ-
Требуемая плотность раствора
Ртрсб Рнач. погл р/(0,0098р// + А/7К п ). (64)
Как видно из формулы (64), требуемая плотность раствора опреде-
ляется из условий отсутствия фильтрации в пласт в процессе циркуляции
бурового раствора при заведомом исключении фильтрации в стати-
ческих условиях.
2. Предупреждение осложнений, связанных с неустойчивостью ствола
скважины. Неустойчивостью ствола скважины называется нарушение
целостности стенок скважины, осложняющее дальнейшую ее проводку.
Неустойчивость ствола может выражаться следующими осложнениями:
осыпями и обвалами стенок скважины;
желобообразованием;
кавернообразованием;
образованием уступов и козырьков на стенках скважины;
образованием сужений в стволе;
сальникообразованием;
образованием пробок в стволе.
Неустойчивость ствола может привести к значительному зашламле-
нию забоя, заваливанию инструмента породой, к образованию саль-
ников *и в итрге - к прихвату и потере циркуляции.
Причины неустойчивости ствола скважины можно разделить на
геологические и технологические. К геологическим причинам относятся:
ж наличие в разрезе неустойчивых пород, т. е. мягких, рыхлых, слабо-
сцементированных, высокопластичных, текущих, а также трещиновато-
кавернозных и высокопористых пород;
большие углы залегания пород;
тектонические нарушения;
частое чередование пород с различными свойствами.
К технологическим причинам относятся:
недостаточное гидростатическое давление в скважине;
высокие гидродинамические эффекты при проведении различных
работ;
несоответствие свойств бурового раствора свойствам разбуриваемых
пород;
нарушение технологии промывки скважины и технологии СПО;
недостаточная очистка бурового раствора от шлама;
неудачная компоновка низа бурильной колонны;
искривление ствола скважины.
Осыпи стенок скважины характеризуются постепенным попаданием
в раствор рыхлых и слабосцементированных пород, слагающих стенки
скважины. Обвалы, как более тяжелый случай осыпей, характеризуются
значительными объемами попавшей в раствор породы. В случае ин-
тенсивного обваливания возникает опасность перекрытия кольцевого
157
пространства, заваливания бурильной колонны, потери циркуляци;
и прихвата.
Желобообразование это одностороннее изнашивание (образование
выработки) стенки скважины (как правило, искривленного ее участка,
при многократных СПО, проработках и г. п. Желоба создают угроз\
заклинивания и прихвата в них низа бурильной колонны.
Кавернообразование характеризуется наличием естественных или
образованием искусственных глубоких полостей в стенках скважины
в результате растворения неустойчивых пород, таяния льда, а также
обрушения пород. Каверны создают угрозу заклинивания, прихваш
и слома инструмента. Кроме того, в кавернах могут скапливаться шлам
и обвальная порода, которые впоследствии обрушиваются в скважинх
Каверны, как правило, изменяются по размерам под воздействием
фильтрата бурового раствора-увлажненная порода может переходи и>
из упругого состояния в пластичное и заполнять часть каверн, затем
вымываться потоком бурового раствора. Этот процесс может происхо
дить многократно, приводя в итоге к увеличению размера каверн и тем
самым увеличивая угрозу прихватов и сломов инструмента.
Уступы и козырьки на стенках скважины могут образоваться пр,
частом переслаивании твердых и растворимых или текучих пород
Уступы могут возникать также при переходе на вскрытие долотом
меньшего диаметра, забуривании нового ствола и т. п. В качестве
примера образования козырька можно привести ангидритовые нерас,
воримые пропластки в мощной толще солей. Козырьки создают угрозх
обрушения, а также заклинивания и прихвата колонны.
Сужения ствола скважины характеризую гея уменьшением диаметра
скважины в результате набухания неустойчивых глин и пластическою
течения глин и солей в ствол'скважины. При непрохождении колонны
через суженную часть возникает угроза прихвата.
Образование пробок в стволе скважины связано, главным образом
с обвалами и обрушением пород, с выкристаллизовыванием солей и *
бурового раствора на стенках и бурильной колонне по мере подъема
пересыщенного солью раствора в область низких температур и дав
лений, особенно при продолжительном перерыве в циркуляции. Эги
осложнения грозят нарушением нормального режима промывки и поте
рей циркуляции, а также заклиниванием колонны.
Сальники образуются в результате недостаточной очистки забоя
и раствора, а также наличия пластичных глин в разрезе. Сальник
представляет собой плотное утолщение из шламового и обвальною
материала (в основном юинистою) на выступающей части бурильно,
колонны. Часто сальники возникают при сдирании со стенки скважин,.,
и последующем уплотнении глинистой корки. Прочный сальник боль
того диаметра может привести к нарушению режима промывки и поте
ре циркуляции, прихвату колонны, а также резкому росту гидродина
мических давлений при движении инструмента, что может явиться
причиной проявления из пласта, когда сальник при подъеме работае,
как поршень.
158
Характерной ситуацией, возникающей в процессе проводки сква-
жины, является зашламлеиис забоя, т. е. скопление большого количества
П1Лама или обвальной породы па забое. Как показывает практика,
щламовый стакан на забое можег достигать нескольких десятков и даже
сотен метров. Шлам скапливается главным образом из-за низкой подачи
насосов, недостаточной для выноса породы. Но не менее важны при
этом свойства раствора, способность сю удерживать породу во взве-
шенном состоянии. Кроме того, зашламлению способствует недоста-
точная очистка раствора, при которой шлам повторно циркулирует,
диспергируется до частиц, которые невозможно удалить, при этом
раствор загустевает, плохо поддается химической обработке и уже не
выполняет своих функций. Например, при содержании в растворе
породы до 0,45 г/см3 и глубине скважины 3000 м скорость проходки
снижается примерно на 80%.
Значительное зашламление может привести к прихвату инструмента
и потере циркуляции.
Прихватом инструмента называется невозможность вертикальных (а
зачастую и крутильных) перемещений бурильной колонны при техни-
чески допустимых натяжениях. Самый тяжелый случай прихвата-с
потерей циркуляции бурового раствора. Причинами прихвата кроме
деречисленных признаков неустойчивости ствола скважины могут быть:
высокое дифференциальное давление, прижимающее колонну к стен-
же скважины;
липкая и рыхлая глинистая корка;
поглощения бурового раствора;
оставление колонны длительное время без движения и циркуляции;
заклинивание посторонними предметами.
Такие условия должны расцениваться как прихватоопасные наряду
с факторами неустойчивости ствола скважины.
В процессе механического бурения первыми признаками проявления
неустойчивости ствола являются увеличение давления бурового раст-
вора на входе в скважину и крутящего момента на роторе. Осыпи стенок
скважины характеризуются плавным увеличением давления и неболь-
шим увеличением момента на роторе в начальном этапе. Если осыпи
продолжаются значительное время, то это может привести к зашлам-
лению забоя. В таком случае давление продолжает увеличиваться и на
фоне этого увеличения появляются колебания, а на кривой крутящего
Момента могут появиться высокоамплитудные пики, характерные для
подклинок. Зашламление забоя приводит к появлению затяжек при
отрыве инструмента от забоя и посадок при постановке на забой. Очень
Похожую картину всех аномалий дает зашламление забоя в результате
Недостаточного расхода раствора. Но в этом случае продолжительная
Циркуляция и очистка забоя приводят к восстановлению давления до
Нормальной величины. Наличие же осыпей оставляет давление аномаль-
но завышенным, даже если оно снижается в процессе циркуляции. Кроме
Того, наличие осыпей подтверждается появлением в шламе обвальной
Породы.
159
Рис. 64. Характеристики ситуации осыпа-
ния и обваливания мергелей в процессе
бурения.
М кр>1ящий момеш на роюрс; остальные условпьн
обозначения см. на рис. 60, 61
Характерным признаком зашламления забоя в процессе бурения
вследствие как недостаточной очистки, так и осыпания стенок скважины
является снижение механической скорости проходки.
Обвалы стенок скважины, которые могут последовать за осыпями
или начаться внезапно, характеризуются теми же признаками, что
и осыпи, но в этом случае наблюдаются резкое увеличение давления
из-за затрудненной циркуляции и его колебания, а также появление
высокоамплитудных пик на кривой крутящего момента. Посадки
и затяжки инструмента возникают практически одновременно с ростом
давления. Визуально обвалообразование подтверждается появлением
крупных кусков породы на вибросите.
На рис. 64 представлены ситуация осыпания и обваливания мергелей
в процессе механического бурения. Первые признаки попадания обваль-
ной прроды в буровой раствор-повышение давления и повышение
и колебания крутящего момента на роторе появляются на глубине около
3118 м. При отрыве инструмента от забоя наблюдается затяжка инстру-
мента, давление и крутящий момент при этом снижаются. Промывка
в течение 10 мин оказалась явно недостаточной для нормализации
давления и очистки забоя, хотя давление несколько снизилось. Механи-
ческая скорость проходки при дальнейшем бурении значительно падает,
а давление продолжает расти в результате продолжающегося осыпания
пород и зашламления забоя. В итоге давление повысилось на 3,5 МПа
против нормального. Была произведена промывка с целью очистки
забоя от обвальной породы. Промывка в течение 40 мин позволила
снизить давление и крутящий момент на роторе до нормальных величин.
Образование сальника на инструменте характеризуется очень плав-
ным ростом давления, появлением подклинок, затяжек и посадок ин-
160
струмента. Эта ситуация по характеру кривых схожа с ситуацией
осыпания стенок и зашламления забоя скважины, но в данном случае
подклинки, затяжки и посадки инструмента сохраняются и при подъеме
колонны, а не только при отрыве от забоя, как наблюдается в начальные
моменты зашламления. Кроме того, интенсивная циркуляция раствора
не всегда приводит к разрушению сальника и нормализации давления.
Во время значительных перерывов в циркуляции создаются благо-
приятные условия для образования суженных участков ствола скважины.
Такие участки ствола устанавливаются в процессе спуска или подъема
инструмента на кривой веса инструмента по появлению посадок и затя-
жек, количество которых постепенно увеличивается при прохождении
низа колонны через наиболее суженную часть ствола.
Наличие козырьков и уступов на стенках скважины, а также желобов
и каверн отмечается резкими посадками и затяжками инструмента при
прохождении через них низа бурильной колонны. Эти случаи наиболее
опасны с точки зрения слома колонны или затягивания ее в желоб при
подъеме.
Признаком, определяющим причину затяжек и посадок инструмента,
может служить отклонение от нормальной циркуляции. В суженном
стволе циркуляция затруднена, давление на насосах повышено, иногда
наблюдается его рост до критического, а желоба, козырьки и каверны
нарушений циркуляции не вызывают.
Зашламление забоя и образование шламового стакана за счет невы-
несенного шлама или осыпавшейся породы происходит большей частью
за время перерыва в циркуляции. Такая ситуация проявляется появле-
нием посадок инструмента при приближении к забою.
Резкие посадки в шламовый стакан, особенно при большой скорости
спуска, сопровождаются столь же значительными затяжками при попыт-
ке отрыва от стакана и могут вызвать потерю циркуляции.
Ситуация прихвата бурильной колонны оценивается буровой бри-
гадой и без помощи информации ГТИ, поэтому главной задачей
в данном случае является определение причины прихвата и контроль за
его ликвидацией. В процессе ликвидации прихвата контролируются
величины и характер изменения веса на крюке, крутящего момента на
роторе, давления на входе и других параметров.
Ситуация возникновения и ликвидации прихвата на одной из скважин
месторождения Тенгиз представлена на рис. 65. Прихват произошел
в процессе бурения кунгурской соли на глубине 3955,8 м в результате
отключения электроэнергии. Перерыва 20 мин в циркуляции и движении
инструмента было достаточно, чтобы колонна оказалась прихваченной
на забое. Продолжительное расхаживание и отбивка ротором не дали
положительных результатов. Прихват был ликвидирован установкой
водяной ванны.
Прихватоопасная зона или интервал неустойчивости ствола сква-
жины в процессе механического бурения или промывки определяется по
времени подъема обвальной породы на поверхность: = t (гк п —
— гсш), где Ансуст-глубина залегания неустойчивого интервала ствола,
161
Освобождение
от прихвата
5,0 7,5 10,0 12J5 15,0 17,5 р^,МПа
Рис. 65. Характеристики ситуации возникновения и ликвидации прихвата. Место-
рождение Тенгиз.
vn скорость проходки; остальные условные обозначения см. на рис. 60, 61, 64
м; /-время, которое прошло от начала появления аномалии на кривой
давления до появления обвальной породы на вибросите (в шламе), с;
гкп- фактическая скорость движения раствора по затрубью (в кольцевом
пространстве), м/с; Ис.ш - скорость седиментации шлама, м/с.
1270g
г,1П_д2-^;
1>с.ш = 1 о 2кРу/ш(р„ - Рр)/Р₽ >
(65)
(66)
где Q-расход бурового раствора, л/с; D, ^-соответственно диаметр
скважины и наружный диаметр труб, мм; КР коэффициент, зависящий
162
от формы частиц (для куба КР = 30, для параллелепипеда К? = 20); /ш-
средний размер частиц шлама, см; рш, рр-плотности соответственно
шлама и раствора, г/см3.
Данный расчет скорости осаждения шлама не учитывает реологии
бурового раствора. При использовании тяжелого с рысокими структур-
ными свойствами раствора лучшие результаты дает расчет, основанный
на степенной реологической модели и использовании вискозиметра
Фанна:
Рс.ш = 0,11434ч/7ш(рш - рр)/срр,
где с - коэффициент лобового сопротивления:
—, если Re < 1;
Re
—=, если 1 Re < 100;
VRe
1,5, если Re 1000.
5193/ш[рр(р„, — рр)]0,667
(67)
(68)
a^D-d,-, (69)
6 = 400(2N+ 1)/N; (70)
N = l,44271n [(F, - F3)/(F2 - F3)]; (71)
K=(F2-F3)/(511)N, (72)
где Fi, F2, F3-показания вискозиметра при частоте вращения соот-
ветственно 600, 300 и 3 об/мин.
В процессе спуско-подъемных операций интервал сужения ствола
скважины или наличия уступа (козырька, желоба, каверны и пр.) опреде-
ляется по длине спущенной в скважину бурильной колонны.
При спуске инструмента глубина залегания неустойчивой части
ствола определяется как длина спущенной части бурильной колонны
к моменту появления посадок. При подъеме инструмента глубина
залегания неустойчивой части ствола оценивается как длина оставшейся
в скважине бурильной колонны к моменту прекращения затяжек.
Как уже указывалось ранее, зашламление забоя характеризуется
рядом признаков, определяемых визуально по аналоговой записи. Кро-
ме того, степень очистки забоя можно определить расчетным методом,
исходя из условия достаточности скорости течения раствора в кольце-
вом пространстве для выноса шлама и обвальной породы. В общем
случае скорость раствора в затрубье должна быть не ниже скорости
осаждения шлама и обвальной породы. Минимально необходимая
скорость раствора определяется исходя из условий максимально до-
пустимой концентрации шлама в буровом растворе:
163
Г*п Vcm + D2-d2 3600С’
(73)
где С-концентрация шлама в кольцевом пространстве, %.
Максимально допустимая концентрация шлама С в буровом раство-
ре в зависимости от механической скорости проходки определяется
следующим образом:
гмех, м/ч (10 4 м/с) . . . . 1(2,8) 3(8,3) 5(13,8) 10(27,8) 15(14,7)
С, %..................... 0,15 0,6 0,8 1,2 1,4
имех, м/ч (10“4 м/с) . . . . 20(55,6) 30(83,3) 40(111)
С, %.............................1,6 1,8 2,2
50(139)
2,4
Если фактическая скорость потока раствора vK n меньше минимально
необходимой скорости для выноса шлама г*п, то создается угроза
зашламления забоя и прихвата инструмента. При недостаточной ско-
рости потока требуемый для очистки забоя и выноса шлама расход
бурового раствора определяется из соотношения:
Q = v*„(D2 - d2)/1270.
(74)
4. Оценка технических неисправностей и предупреждение аварий
с инструментом. К техническим неисправностям, которые могут быть
обнаружены при технологических исследованиях, относятся промывы
в бурильной колонне, неисправности бурового насоса, разрушение наса-
док долота и засорение фильтров или насадок.
Промывом называется образование сквозного отверстия в бурильной
колонне, через которое в процессе циркуляции изливается часть буро-
вого раствора. Главная причина промывов заключается в несвоевремен-
ной отбраковке труб. Промывы чаще всего встречаются в местах
резьбовых соединений. Различаются промывы медленные, связанные
с постепенным размывом слабого соединения или стенки трубы под
действием абразивного бурового раствора, вибрации и трения инстру-
мента, и резкие, связанные с усталостным разрушением или превыше-
нием напряжения выше нормального в результате гидродинамических
ударов или резких колебаний нагрузки на инструмент.
Промывы в бурильной колонне приводят к тому, что часть бурового
раствора не доходит до забоя, в результате резко снижается степень
очистки забоя. В итоге падает скорость проходки, а при значительном
зашламлении забоя возникает угроза прихвата инструмента. Кроме
того, наличие промывов значительно ослабляет прочностные свойства
бурильных труб. Иногда достаточно небольшого гидродинамического
удара, чтобы произошел обрыв или слом колонны по месту промыва.
Самый характерный и определяющий признак промыва-снижение
давления бурового раствора при неизменном расходе на входе. При
турбинном бурении характерным признаком промыва наряду с паде-
нием давления является снижение приемистости турбобура, т.е. умень-
шение нагрузки, при которой турбобур останавливается.
164
рйс. 66. Характеристики ситуации
промыва бурильной колонны.
Условные обозначения см. на рис. 60, 61
При медленном промыве колонны наблюдается постепенное сниже-
ние давления, при усталостном разрушении - резкое его падение с после-
дующим снижением. На практике чаще встречаются медленные про-
мывы. Величина падения давления будет зависеть от глубины располо-
жения и размеров промытого отверстия.
Глубину расположения промыва можно оценить по ряду признаков.
Промыв в верхней части колонны дает значительное падение давления,
появляются подклинки инструмента и резко падает механическая ско-
рость прохоки. Температурная кривая при этом замедляет темп увели-
чения. Промывы в нижней части колонны хорошо отмечаются только
при гидромониторном бурении, когда падает давление на долоте в ре-
зультате снижения расхода через насадки. Если же перепад давления на
долоте небольшой, то снижение давления будет отмечаться только при
значительном промыве.
На рис. 66 представлена ситуация промыва бурильной колонны,
начавшегося в процессе промывки и проработки перед очередным
долблением. Началу падения давления предшествует резкая разгрузка
колонны на забой скважины, которая, возможно, и привела к образо-
ванию трещины на рабочем резьбовом соединении труб. Несмотря на
предупреждение о промыве было принято решение начать бурение. Темп
падения давления при бурении замедляется, а на глубине между 1109
и 1110м отмечается даже небольшое повышение давления. В данном
случае оно объясняется начавшимся зашламлением забоя из-за недоста-
точного расхода бурового раствора через долото. После бурения трех
метров инструмент был приподнят над забоем, в результате чего резко
упало давление на забое. Далее при подъеме был обнаружен обрыв
165
колонны по месту промыва. Очевидно, в данном случае необходимо
было поднимать колонну сразу после того, как оператор убедился
в наличии промыва, что позволило бы избежать обрыва и последующих
ловильных работ.
Наиболее часто встречающимися неисправностями бурового насоса
являются промыв поршня, размыв клапана и негерметичность всасы-
вающей линии. Причинами этих неисправностей могут быть естествен-
ный износ элементов насоса, недостаточная очистка раствора, абразив-
ный буровой раствор, а также отсутствие фильтра на всасывающем
патрубке насоса.
Все неисправности снижают подачу бурового насоса, т.е. расход
раствора на входе в скважину, что в итоге приводит к недостаточной
очистке, зашламлению забоя и создает угрозу прихвата инструмента.
Самым главным и определяющим признаком неисправности бурового
насоса служит падение давления на входе в скважину с одновременным
падением расхода раствора при постоянном числе ходов насоса. Правда,
при дизельном приводе число ходов насоса может произвольно увели-
чиваться после падения давления вследствие снижения нагрузки на
насос. Для проверки правильности предположения о неисправности
насоса достаточно поочередного включения в работу каждого насоса.
Стабильность давления и расхода одного из насосов подтверждает
неисправность другого. При промыве насоса давление и расход сни-
жаются довольно резко, неравномерно, скачкообразно. Негерметич-
ность всасывающей линии (подсос воздуха) будет характеризоваться
стабильным снижением давления, а через полцикла циркуляции по
трубам могут появиться признаки наличия и продвижения к устью пачки
газированного (в данном случае - разбавленного воздухом) раствора.
Очень яркую картину аномалии давления дает неисправность ком-
пенсатора давления насоса. В этом случае наблюдаются высокоампли-
тудные и высокочастотные колебания давления и кривая давления
приобретает вид пилообразной кривой.
На рис. 67 представлена ситуация неисправности бурового насоса
в результате промыва поршня. Начало промыва отмечено резким
падением давления на насосе и расхода жидкости на входе, число ходов
при этом увеличивается вследствие снижения нагрузки на насос. В этот
же момент резко падает темп увеличения температуры, что косвенно
подтверждает снижение расхода. Далее давление продолжает неравно-
мерно снижаться, что говорит о прогрессирующем промыве поршня
насоса. Через некоторое время на кривой крутящего момента появляют-
ся подклинки, что свидетельствует о зашламлении забоя в результате
недостаточного расхода бурового раствора.
Разрушение и выпадение гидромониторных насадок долота может
происходить в результате естественного износа, при неправильной их
установке, а также при некачественной очистке раствора, приводящей
к засорению насадок. Разрушение насадок снижает или исключает
гидромониторный эффект разрушения породы, что приводит к падению
механической скорости проходки. При этом может оказаться неэффек-
166
Рис. 67. Характеристики ситуации неисправности насоса в результате промыва
поршня.
Условные обозначения см. на рис. 60, 61, 62, 64
тивной и соответствующая корректировка величины нагрузки на долото.
Кроме того, отсутствие гидромониторного эффекта ухудшает условия
выноса выбуренной породы из-под долота. Ситуация разрушения наса-
док долота не является осложнением, не требует замены долота,
поскольку дальнейшее бурение не связано с угрозой аварии.
Самый характерный и определяющий признак разрушения насадок-
резкое падение давления бурового раствора. Если насадка выпадает
сразу, то давление быстро стабилизируется на более низком уровне
(соответствующем бурению без насадки). Если же полному выпадению
насадки предшествует ее частичное разрушение, то падение давления
происходит резкими скачками и только после этого стабилизируется.
В любом случае стабилизация давления на более низком уровне после
резкого снижения однозначно говорит о выпадении насадки (насадок)
долота. Только обрыв или слом колонны в процессе циркуляции может
дать похожую аномалию давления, но такая ситуация сопровождается
резким снижением веса на крюке, резкими подклинками на кривой
крутящего момента и отсутствием проходки.
Косвенным признаком выпадения насадки служит заметное падение
скорости проходки. Если разрушенные части насадки попадают на забой
под долото, то на кривой крутящего момента появляются подклинки,
а в некоторых случаях она принимает пилообразный вид, характерный
для случая наличия металла на забое.
Противоположную картину поведения давления дает засорение про-
мывочных отверстий долота или фильтров, которые, как правило,
167
Рис. 68. Характеристики ситуации разрушения и выпадения насадок долота
Условные обозначения см. на рис. 60, 64
устанавливаются в колонне при турбинном бурении. Причиной засоре-
ния служит некачественная очистка бурового раствора от шлама. Повы-
шение давления может достигнуть при этом критической величины
и привести к аварии.
Засорение отмечается ростом давления и его колебаниями на фоне
роста, что обусловлено чередованием засорения и пробивания под
действием давления. При этом не наблюдается посадок и затяжек
инструмента при отрыве от забоя, характерных для зашламления. При
некачественной очистке раствора может наблюдаться общее увеличение
крутящего момента на роторе (без подклинок). I
На рис. 68 представлена ситуация разрушения и последующего выпа-
дения насадок долота. Нормальное бурение шло при давлении 12 МПа.
Затем наблюдался резкий мгновенный рост давления до 15 МЩ и ста-
билизация на уровне 13 МПа. В данном случае произошло засорение
насадок в результате некачественной очистки раствора от шлама.
Возможно, именно это послужило причиной последующего разрушения
насадок. Процесс разрушения характеризуется резким падением давле-
ния до 8 МПа, а затем скачкообразным снижением и последующей
стабилизацией на уровне 6 МПа. Общее снижение давления соответст-
вует перепаду давления на долоте с тремя насадками диаметром 11 мм
при данном расходе раствора. После резкого падения давления отме-
чаются значительное снижение скорости проходки и непрерывные под-
168
клинки на кривой крутящего момента. В данном случае подклинки
объясняются разбуриванием насадок, поскольку у поднятого впоследст-
вии долота состояние опор было удовлетворительным.
§ 2. Оперативная оптимизация процесса бурения
1. Выбор критериев оптимизации. Оптимальная отработка долот
предполагает достижение наилучших количественных показателей - про-
ходки и стоимости метра проходки, механической и рейсовой скорости,
износостойкости долота и т. д. при требуемых качественных показателях
(главным образом, условия безаварийности) и заданной технической
вооруженности буровой. Показатели работы долот будут определяться
конкретными геолого-техническими условиями, соответствием типа до-
лот свойствам разбуриваемых пород, характеристиками самого долота,
режимом бурения и временем пребывания данного долота на забое.
На стадии проектирования в технический проект на строительство
скважины закладывается наиболее оптимальный для данных конкрет-
ных геолого-технических условий вариант техники и технологии стро-
ительства. Запланированная технология бурения, в свою очередь,
предусматривает наиболее оптимальный вариант вскрытия разреза, что
определяется, в частности, оптимальной отработкой долот. Выбор
наиболее эффективных типов долот и параметров режима бурения
базируется на сравнении показателей работы долот.
Для новых площадей технология и режимы бурения проектируются
по результатам бурения на соседних площадях со сходными геологи-
ческими условиями, затем они уточняются по результатам бурения
разведочных и опорно-технологических скважин, позволяющим изучать
геологическое строение площади, осложненность разреза, пластовые
давления, физико-механические свойства пород. Параметры режима
бурения можно установить и по эмпирическим зависимостям эффектив-
ности разрушения горных пород и износостойкости долот от этих
параметров. После бурения достаточного количества скважин режим
может быть уточнен по промысловым статистическим данным. Сущ-
ность такого метода заключается в том, что показатели отработки
долот группируются по сопоставимым интервалам (пачкам равной
буримости), затем обрабатываются методами математической статисти-
ки и выбираются наиболее эффективные модели долот, забойных двига-
телей, параметры режима бурения, при которых достигаются наиболее
высокие показатели. Кроме того, статистические методы обработки
промысловых данных (дисперсионный, корреляционный и регрессион-
ный анализы, методы распознавания образов и др.) позволяют получить
аналитические выражения, связывающие влияющие на отработку долот
факторы с показателями отработки.
На стадии составления геолого-технического наряда (ГТН) и режим-
но-технологических карт (РТК) для интервалов пород равной буримости
определяются оптимальные типы долота и забойного двигателя, соче-
169
тание режимных параметров, а также прогнозные показатели отработки
долота-время долбления, проходка, механическая скорость и т. д.
Таким образом, еще до начала бурения имеются прогнозная инфор-
мация о разрезе и соответствующие ей прогнозные показатели работы
долот.
Фактическое вскрытие разреза вносит значительные коррективы
в прогнозную геологическую информацию, на основе который выделя-
лись пачки равной буримости. При этом уточняются литология разреза
и границы перехода одних пород в другие, величины пластовых давле-
ний и давлений разрыва, корректируются интервалы отбора керна,
проработки ствола и т. д.
Таким образом, в процессе бурения могут возникнуть ситуации,
когда указанное в ГТН и РТК сочетание режимных параметров для
породы одной буримости уже не будет оптимальным для фактически
вскрытой на данной глубине породы.
Другой причиной возможной неоптимальности вскрытия разреза
может служить вынужденное отклонение от проекта, обусловленное
геолого-технологическими и техническими причинами, т. е. связанное
с недостатком или отсутствием запланированных технических средств,
непредвиденными осложнениями и т.п. В этом случае также нецелесо-
образно, а иногда и невозможно поддерживать заданный в РТК режим.
Эти случаи требуют оперативной оптимизации отработки долот.
Поскольку служба ГТИ располагает полной оперативной информацией
о процессе бурения, то вполне логично эту задачу возложить на
оператора-технолога службы ГТИ. При этом следует подчеркнуть, что
данная оптимизация предполагает наиболее эффективную отработку
конкретного, находящегося в скважине долота и не претендует на
комплексную оптимизацию технологии и режима бурения, полагая эту
проблему решенной на стадии проектирования.
Постановка любой оптимизационной задачи подразумевает: фор-
мулирование целей и выбор показателей эффективности (критериев
оптимизации); наличие свободы выбора управляющих воздействий;
определение ограничений, обеспечивающих физическую реализуемость
и практическую целесообразность принимаемых решений.
В соответствии с этим данная задача оптимизации может быть
сформулирована следующим образом: достижение наилучших показа-
телей работы данного долота в данных геолого-технико-технологи-
ческих условий. В качестве управляющих воздействий могут выступать
только параметры режима бурения и время пребывания долота на забое,
поскольку тип долота, способ бурения, тип бурового раствора и техни-
ческая вооруженность буровой заранее определены.
К параметрам режима бурения, влияющим на эффективность работы
долота, относятся: нагрузка на долото, скорость его вращения, коли-
чество и качество бурового раствора. Показатели бурового раствора
практически не могут быть изменены в течение одного рейса, поэтому их
следует исключить из набора управляющих воздействий. Оценить дейст-
вие режимных параметров на показатели работы долот можно, поль-
170
Рис. 69. Зависимость механической
скорости проходки гмех от осевой на-
грузки на долото И'д
зуясь таким показателем эффективности разрушения пород, как механи-
ческая скорость проходки.
Из режимных параметров самое большое влияние на процесс разру-
шения пород оказывает нагрузка на долото. Ее величина определяет
режим разрушения породы (от поверхностного до объемного). Вид
зависимости vMCX = /(Жд) определяется степенью очистки забоя. При
совершенной очистке шлам выносится из-под долота сразу же (рис. 69,
кривая 7), при нормальной очистке зашламление не превышает 1/4-1/6
высоты наиболее низких зубцов шарошек (кривая 2), при неудовлетво-
рительной промывке имеется значительное количество шлама на забое
и рост нагрузки практически не приводит к росту скорости, а даже
снижает ее (кривая 3).
Величина критического значения нагрузки, после превышения кото-
рого скорость проходки снижается, обусловлено соотношением высоты
зубьев долота и степенью зашламления забоя; погружение зуба в породу
или шлам на большую, чем его высота глубину, уже не ведет к росту
скорости проходки.
Таким образом, рост нагрузки на долото до тех пор, пока достаточно
хорошо очищается забой, ведет к росту скорости проходки, т. е. вели-
чина нагрузки регламентируется расходом бурового раствора. При
турбинном бурении расход раствора заведомо превышает величину
расхода, необходимого 'для выноса шлама, а при роторном бурении
расход выбирается именно из условия достаточной очистки забоя
и выноса шлама. Поэтому при роторном бурении оптимальным можно
считать минимально необходимый расход, обеспечивающий достаточ-
ную очистку забоя и вынос шлама. При турбинном бурении оптималь-
ным расходом раствора обычно считают минимальный расход, обеспе-
чивающий максимум забойной мощности при допустимом давлении на
насосах. Как правило, забойная мощность достигает своего максимума
при перепаде давления на турбобуре, составляющем* 2/3 давления на
выкиде насосов.
Частота вращения долота также оказывает значительное влияние на
эффективность разрушения забоя. Как правило, с повышением частоты
вращения долота скорость проходки растет до некоторого критического
значения, после превышения которого она падает. Критическое значение
171
возрастает с увеличением нагрузки на долото. Наличие критической
частоты вращения объясняется достижением такой продолжительности
контакта зуба с породой, после снижения которой порода не ycneeaei
разрушиться за один цикл взаимодействия с зубом долота. Возрастание
частоты вращения, особенно до большого числа оборотов, значительно
сокращает износостойкость долота, хотя и приводит к росту скорости
проходки. Этот фактор обязательно учитывается при выборе оптималь-
ной частоты.
Лучшим критерием отработки долот является рейсовая скорость
проходки гр. Обычно при проектировании оптимальное сочетание пара
метров режима выбирают по максимальной рейсовой скорости про-
ходки. В процессе бурения оптимизация по максимуму рейсовой ско-
рости затруднительна, поскольку требует реализации аналитической
зависимости режимных параметров от рейсовой скорости, а получение
такой зависимости обеспечивается либо обработкой массива статисти-
ческих данных, либо путем проведения целенаправленных исследований
и экспериментов, затраты на которые оправданы лишь при бурении
опорно-технологических скважин. В связи с этим оперативный выбор
оптимальных параметров режима целесообразно производить по кри-
терию максимума механической скорости проходки. Причем в качестве
главного управляющего воздействия целесообразнее всего выбрать
нагрузку на долото, поскольку имеется возможность плавного ее регу-
лирования в процессе механического бурения. Частота вращения долота
при роторном бурении регулируется ступенчато, при турбинном бурении
возможно плавное регулирование нагрузки на долото. Регулирование
расхода бурового раствора в пределах одного долбления целесообразно
производить только при угрозе зашламления забоя, в остальных случаях
можно считать заложенную в проект величину расхода оптимальной.
Другим фактором воздействия на показатели работы, долота являет-
ся время пребывания долота на забое, которое также можно регулиро-
вать. Это время должно, вр-первых, исключать аварии с долотом и,
во-вторых, быть экономически целесообразным. Очевидно, необходим
комплексный критерий, учитывающий как физическое состояние долота,
так и прогнозные показатели его работы и экономическую целесообраз-
ность бурения.
Многолетний производственный опыт показывает, что у шарошеч-
ных долот наиболее изнашиваются два узла: опоры и рабочая поверх-
ность. В зависимости от соотношения износостойкости опор и вооруже-
ния долота методы определения продолжительности эффективной рабо-
ты долота на забое должны быть различными. Если износостойкость
вооружения значительно превышает износостойкость опор, то в про-
цессе бурения еще задолго до износа вооружения начинается разрушение
опор долота: нарушается плавное качение роликов, наблюдается их
заклинивание, прекращается качение шарошек, создаются значительные
сопротивления вращению долота. При роторном бурении в это время
резко увеличивается потребляемая мощность. При турбинном бурении
уменьшается приемистость турбобура и он останавливается при на-
172
грузке, иногда значительно меньшей первоначальной. Если бурение
Происходит в области, близкой к тормозному режиму, это явление
проявляется в более резкой форме. Разрушение опор долота создает
угрозу оставления долота или его элементов на забое и считается
предаварийной ситуацией.
Если рабочая поверхность долот изнашивается быстрее опор, то, как
доказывают многочисленные исследования, критерием подъема долота
может служить максимальная рейсовая скорость или минимальная
стоимость метра проходки. Рост текущей рейсовой скорости и падение
стоимости метра проходки в процессе долбления одним долотом указы-
вают на экономическую целесообразность продолжения бурения даже
при падении механической скорости проходки до тех пор, пока прирост
проходки не перестанет компенсировать затраты времени на бурение
и спуско-подъемные операции. Это выражается в появлении экстремаль-
ных значений на зависимостях рейсовой скорости и стоимости метра
проходки от времени и служит основанием для подъема долота.
Таким образом, задача оперативной оптимизации отработки долота
в процессе бурения сводится к задаче определения и поддержания
нагрузки на долото и частоты его вращения, обеспечивающих макси-
мальную скорость проходки при условии достаточной очистки забоя
и времени работы долота до достижения максимума рейсовой скорости
и (или) минимума стоимости метра проходки при безаварийной работе.
2. Определение оптимальной нагрузки на долото. Оперативное опреде-
ление оптимальной нагрузки на долото необходимо осуществлять в на-
чале каждого долбления после приработки долота, при переходе в поро-
ду другой буримости, а также при снижении скорости проходки. Послед-
нее требует осторожного подхода и тщательного анализа ситуации,
поскольку во второй половине процесса долбления снижение скорости
может быть связано со значительным износом долота и форсирование
режима бурения в данном случае может снизить износостойкость долота
и привести к преждевременному его износу. Кроме обычных может
возникнуть такая нестандартная ситуация, как разрушение (выпадение)
насадок долота в процессе долбления. В этом случае также требуется
поиск оптимальной нагрузки, поскольку изменяется характер разру-
шения забоя и прежняя нагрузка уже не будет оптимальной.
В процессе механического бурения довольно часто возникают
ситуации несоответствия величины режимных параметров, заданных
в ГТН и РТК. Такие отклонения могут быть либо случайными (времен-
ными), либо вынужденными, обусловленными геолого-техническими
причинами (постоянными для какого-либо определенного интервала).
При случайном отклонении режимных параметров от заданных
в ГТН и РТК они, как правило, приводятся в норму. При отклонении по
геолого-техническим причинам таких режимных параметров, как на-
грузка на долото, частота вращения ротора, расход бурового раствора
Па входе, наиболее сильно влияющих на условия разрушения породы
и очистки забоя и в какой-то степени регламентирующих нагрузку,
необходима оптимизация по нагрузке.
173
В процессе разбуривания определенного интервала ствола скважины
могут встретиться отложения с лучшей или худшей буримостью. Такие
ситуации условно названы вскрытием более мягких или более твердых
отложений и должны оцениваться для последующего поиска опти-
мальной нагрузки на долото.
Вскрытие более мягких отложений характеризуется повышением
и последующей стабилизацией механической скорости проходки и, как
правило, повышением крутящего момента на роторе. Вскрытие более
твердых отложений характеризуется снижением и последующей стаби-
лизацией механической скорости проходки и в некоторых случаях
уменьшением крутящего момента на роторе. Все остальные параметры
в данных ситуациях неинформативны.
Вскрытие твердых отложений представляет собой более сложную
ситуацию, поскольку, во-первых, существует опасность спутать ее с си-
туацией износа долота по вооружению ввиду их схожести и, во-вторых,
износ долота в твердых породах может наступить раньше прогнозного
времени долбления.
Самую однозначную характеристику прочности и твердости пород
дает анализ шлама с данной глубины. Поэтому в случае сомнений
в предполагаемой оценке ситуации, сделанной по комплексу технологи-
ческих признаков, следует использовать данные анализа шлама и керна.
Поиск оптимальной нагрузки можно производить различными ме-
тодами.
Метод заторможенного вала лебедки прост, оперативен, не требует
больших затрат времени и определяет оптимальную нагрузку на долото
для конкретных геолого-техцических условий бурения. Суть метода
заключается в определении нагрузки, при которой скорость разгрузки
инструмента максимальна, т. е. максимальна мгновенная механическая
скорость проходки.
Поиск осуществляется бурильщиком в следующем порядке:
колонна труб приподнимается над забоем скважины на 1-2 м, затем
опускается на забой и на долото создается максимально возможная для
данных условий нагрузка (величина ее может быть регламентирована
паспортными данными на долото, приемистостью забойного двигателя,
конструкцией низа бурильной колонны и т. п.);
вал лебедки затормаживается, происходит разбуривание интервала
с увеличением веса на крюке до величины, соответствующей весу
свободно висящей колонны.
По диаграмме веса контролируется изменение разгрузки на долото.
Оптимальной нагрузкой считается такая, при которой темп разгрузки
максимальный. На диаграмме веса эта точка соответствует точке пере-
гиба на кривой разгрузки. На рис. 70 представлен процесс поиска
оптимальной нагрузки при турбинном бурении. Бурение шло при на-
грузке около ПО кН. Первая попытка нагрузить долото до 190 кН
привела к остановке турбобура. Вторая попытка нагрузить долото до
150 кН не дала явной точки перегиба на кривой разгрузки и только при
нагрузке до 175 кН обозначился диапазон оптимальной нагрузки на
174
рис. 70. Определение оптимальной на-
грузки на долото Woai методом затор-
моженного вала лебедки
долото 120-140 кН. Дальнейшее бурение продолжалось при данной
нагрузке. Как видно из рис. 70, начальная нагрузка была занижена по
сравнению с оптимальной.
Следует отметить, что при турбинном бурении, поскольку частота
вращения долота есть функция нагрузки, этим методом определяется
оптимальное сочетание параметров нагрузки - частота вращения и нет
необходимости специального поиска оптимального числа оборотов
долота.
Второй способ определения оптимальной нагрузки (веса колонны
WK) так же, как и первый, требует эксперимента. Суть его сводится
к регистрации времени выбурки между двумя подачами инструмента.
Минимальное время выбурки означает, что бурение идет при оптималь-
ной нагрузке (рис. 71). Увеличение времени выбурки при условии учета
износа долота свидетельствует об изменении твердости или «моменто-
емкости» пород, т.е. о переходе из одной породы в другую. Наиболее
часто увеличение времени выбурки связано с переходом из песчаного
в глинистый, более «моментоемкий» пласт. В этом случае нагрузку
ступенчато снижают на 20-50 кН и фиксируют время выбурки. Переход
в более твердую породу требует ступенчатого нагружения и также
фиксирования времени выбурки.
Данный метод не исследует весь диапазон нагрузок, но вполне себя
оправдывает при частом переслаивании пород.
Третий способ определения оптимальной нагрузки реализуется толь-
ко при наличии в станции ГТИ вычислительной техники, работающей
175
%пт
Вес колонны
50 100 150 200 250 kVK,KH
Рис. 71. Определение оптимальной на-
грузки на долото ИЛОПТ методом мини-
мума времени выбурки
i
Рис. 72. Теоретические кривые раз-
грузки.
Бурение при нагрузке: а - выше оптимальной; б ни-
же оптимальной (штриховкой показана область оп-
тимальных нагрузок); в оптимальной
в реальном времени. Суть его заключается в анализе кривых разгрузки
при нормальном бурении [17].
Практически процесс разгрузки от подачи до подачи сводится к про-
цессам двух типов (рис. 72)-бурение при пониженной нагрузке, когда
кривая разгрузки будет выпуклой по отношению к оси нагружения,
и бурение при повышенной нагрузке, когда кривая будет вогнутой.
Между этими двумя областями лежит область оптимальных нагрузок
(на рис. 72 заштрихована), в которой существуют точки перегиба кривых
разгрузки, которые и показывают истинную оптимальную нагрузку для
данных конкретных условий. Анализ кривой разгрузки заключается
в расчете первой , и второй производных зависимости AFF/Az. Если
вторая производная AFF/Az является величиной положительной (т. е.
скорость разгрузки во времени увеличивается), то бурение идет при
повышенной цагрузке относительно оптимальной и требуется ее сни-
жение.. Если же вторая производная отрицательная, то требуется повы-
шение нагрузки. В точке перегиба кривой разгрузки вторая производная
равна нулю.
Как показывает практика, частота опроса датчика веса для получения
представительного массива данных в условиях высокоскоростного буре-
ния должна составлять не более 100 раз в секунду, что вполне обеспечи-
вается современной аппаратурой.
Данный метод вполне свободен от недостатков двух предыдущих,
поскольку не требует эксперимента и задалживания времени у буровой
бригады, так как анализ проводится постоянно в реальном времени
и постоянно корректируется нагрузка.
176
Определение оптимальной частоты вращения долота при роторном
бурении требует больших затрат времени, поскольку регулирование
числа оборотов ротора ступенчатое. В этом случае рекомендуется
совмещение поиска оптимальной нагрузки с поиском оптимального
числа оборотов. Для этого разбуривание интервала при заторможенном
вале лебедки производится несколько раз с различным числом оборотов
ротора. При этом оптимальным число оборотов будет такое, при
котором линия разгрузки (особенно интервал перегиба) будет наиболее
пологой, т. е. время бурения будет минимальным. Если нет явного
различия во времени, то следует поддерживать такое число оборотов,
при котором оптимальная нагрузка наименьшая.
3. Определение момента подъема долота. Основными причинами
подъема долота из скважины при обычном (без осложнений) бурении
служат либо угроза аварии с долотом, т. е. угроза оставления на забое
элементов долота в связи с износом опоры, либо экономическая нецеле-
сообразность дальнейшего бурения, т. е. значительное падение скорости
проходки, связанное в основном с износом вооружения долота.
Для определения момента подъема долота используются следующие
показатели отработки долота:
прогнозная проходка на долото;
прогнозное время долбления;
износ опоры долота;
износ вооружения долота;
максимум рейсовой скорости гртах;
минимум стоимости метра проходки Cmin.
Износ опоры долота заключается в износе или разрушении элемен-
тов подшипника опоры или уплотнительного кольца маслонаполненных
опор. Из-за износа опоры под воздействием нагрузки может произойти
заклинивание подшипника, в результате чего прекращается перекаты-
вание шарошки на забое. Если заклинивание подшипника опоры носит
кратковременный характер, а затем вращение восстанавливается, то оно
называется подклинкой долота (или шарошки). Если вращение не
восстанавливается даже после снятия нагрузки, то имеет место заклинка
долота. Дальнейшее бурение заклиненным долотом может привести
к разрушению элементов конструкции долота и оставлению их на забое.
Подклинки долота характеризуются единичными высокоамплитуд-
ными колебаниями крутящего момента и числа оборотов ротора,
соответствующими моменту торможения шарошки. Заклинка шарошки
характеризуется многократными подклинками с несколько сниженной
амплитудой колебаний. Заклинка долота, значительный износ опоры
долота с выпадением элементов опоры на забой, а также попадание на
забой обломков твердосплавного вооружения долота характеризуются
непрерывными подклинками; кривая крутящего момента при этом
приобретает вид пилообразной размазанной кривой с амплитудой
колебаний несколько меньшей, чем при единичных подклинках. Такой
же вид имеет кривая крутящего момента при попадании на забой
посторонних металлических предметов.
177
Дополнительным признаком подклинок долота служит отсутствие
выбурки на кривой веса инструмента (вес «пишет палку»). Следует
отметить, что этот признак визуально отмечается только при большой
скорости протяжки ленты (больше 240 мм/ч).
При появлении подклинок рекомендуется с вращением оторвать
инструмент от забоя, а затем снова продолжить бурение. Если не было
затяжки при отрыве от забоя и на холостом ходу подклинки отсутст-
вуют, а при последующей нагрузке на долото появляются вновь, то это
однозначно говорит об износе опоры долота. В этом случае необходимо
учитывать время пребывания долота на забое и изменение скорости
проходки. Неоднократные подклинки, снижение скорости проходки
и приближение времени работы данным долотом к прогнозному време-
ни долбления служат основанием для подъема и замены долота. Если
подклинки приобретают непрерывный характер, то такая ситуация
является аварийной и требует немедленного подъема долота независимо
от времени его пребывания на забое.
На рис. 73 представлена ситуация износа опоры долота, отмечаемая
появлением подклинки (ПК) на кривой крутящего момента на роторе
Мр. После продолжения бурения вновь появляются небольшие подклин-
ки, а затем кривая момента принимает пилообразный вид, характерный
для заклиненного (ЗК) долота. По рекомендации оператора буровая
178.
рис. 74. Определение аварийного изно-
са долота
бригада начала подъем инструмента; у поднятого долота были закли-
нены все три шарошки.
На рис. 74 показана ситуация аварийного износа долота. Появление
подклинок и исчезновение их при отрыве долота от забоя однозначно
говорили об износе опоры долота. Но рекомендация на подъем не была
выполнена буровой бригадой, бурение продолжалось по указанию
мастера. Менее чем через метр проходки кривая момента указала на
разрушение долота и бурение по металлу. В результате все три шарошки
долота были оставлены на забое. В данном случае своевременный
подъем по рекомендации оператора позволил бы избежать аварийных
работ по извлечению с забоя элементов долота.
При бурении забойным двигателем определение износа опор долота
затруднено, поскольку нет вращения ротором. Как уже было отмечено
ранее, износ опор долота (подклинки и заклинки) характеризуется
резким ростом крутящего момента на долоте. У турбобуров, а также
у винтовых забойных двигателей существует зависимость перепада
давления на двигателе от вращающего момента, создаваемого на валу
двигателя, т. е. от момента на долоте. В свою очередь, перепад давления
на двигателе является составной частью общего давления на входе
в скважину, регистрируемого станцией ГТИ.
Перепад давления на турбобурах типа ТСШ очень мало зависит от
величины вращающего момента, но все-таки при величине момента,
соответствующей торможению вала (тормозном моменте), возникаю-
щему при подклинке и заклинке долота, наблюдается небольшое сниже-
ние давления. На практике это снижение даже при большом давлении на
входе редко превышает несколько десятых долей мегапаскаля, но тем не
179
менее, имея опыт интерпретации диаграмм давления, можно такие
подклинки по давлению определять довольно однозначно.
На рис. 75 представлена ситуация подклинок опор долота при буре-
нии турбобуром ЗТСШ. Первоначальные подклинки ПК практически не
видны на кривой давления, по начиная с 111<4 отмечается явное неболь-
шое снижение давления, а дальнейшее о\ рение заклиненным долотом
привело к оставлению двух шарошек нг! забое.
Для турбобуров с падающей линией давления типов А6, А7, А9
подклинки долота будут характеризоваться довольно значительным
падением давления. На практике это падение может достигать 1,5
2,0 МПа. На рис. 76 представлена ситуация подклинок опоры долота,
фиксируемых резким кратковременным снижением давления на входе.
На кривой Жк веса на крюке фиксируется отрыв долота от забоя с целью
запуска турбобура. Неоднократные подклинки и последующая заклинка
долота, выразившаяся в непрерывных колебаниях давления, послужили
сигналом к подъему долота. После подъема была подтверждена заклин-
ка одной шарошки.
Противоположную картину поведения давления при подклинках
долота дает бурение винтовым забойным двигателем. На рис. 77 пред-
ставлена его рабочая характеристика. В данном случае момент останов-
ки двигателя характеризуется довольно значительным ростом давления,
поскольку разница в давлениях рабочего и тормозного режимов ощути-
мая. На практике рост давления может достигать 2-3 МПа. На рис. 78
представлена ситуация определения износа опоры долота по появлению
значительных увеличений давления на входе. Здесь наблюдается харак-
терное отличие в поведении давления по сравнению с его поведением
в случае турбобура. В данном примере при неоднократных подклинках
время роста давления довольно значительно, что связано с продолжи-
тельностью перехода от рабочего режима к тормозному.
Использование в качестве забойных двигателей электробуров также
позволяет в процессе бурения определять моменты подклинок и закли-
нок долота, если регистрировать величину тока, потребляемого электро-
буром. Поскольку рост крутящего момента на электробуре приводит
к росту потребляемой мощности, то по ее увеличению можно судить
о наличии подклинки и заклинки. При этом следует помнить, что они,
как правило, не приводят к остановке электробура, как это наблюдается
при бурении турбобурами и винтовым забойным двигателем.
Износ вооружения долота заключается в частичном или полном
разрушении породоразрушающих элементов долота. У фрезерованных
долот износ вооружения проявляется в уменьшении высоты (истирании)
и изменении конфигурации зуба, у зубковых долот - в частичном сколе
и выпадении зубков из тела шарошки.
Следует отметить, что износ долот с фрезерованным зубом имеет
экспоненциальную зависимость скорости проходки от времени работы
долота, тогда как твердосплавное вооружение является более износо-
стойким и снижение скорости проходки может наблюдаться лишь
к концу долбления, когда износ станет значительным (рис. 79).
180
Рис. 75. Определение износа долота (диаметром 215,9 мм) при бурении турбо-
буром ЗТСШ.
Номер долбления Л, м Z6, мин /б + 'спо. мин Рр. м/ч м2/ч
1 73 129 329 13,3 971
2 75 131 331 13,6 1020
3 77 133 333 13,9 1070
4 79 135 335 14,1 1114
5 81 137 337 14,4 1166
6 83 141 341 14,6 1212
7 85 153 353 14,4 1224
8 85,8 168 368 14,0 1201
9 87 174 374 13,9 1209
10 89 188 388 13,8 1228
11 91 191 391 14,0 1274
12 92,2 195 395 14 1291
13 93,5 214 414 13,6 1272
Примечание. Здесь и далее приня1Ы обозначения: Л - проходка на долою; Г6 время бурения; /спо
время спуско-подъемной операции; гр рейсовая скорость проходки; коэффициент эффективности
Рис. 76. Определение износа долота при бурении турбобуром А7ГТШ
Номер долбления А. м t6, мин Ч + 'спо ’ мин Гр’ м/4 м2/ч
1 92 525 725 7,6 699
2 94 541 741 7,6 714
3 96 560 760 7,6 730
4 98 571 771 7,6 745
5 100 594 794 7,6 760
6 100,4 603 803 7,6 750
Рабочий,
Рис. 77. Рабочая характеристи-
ка винтового забойного двига-
теля:
М вращающий момент; Ар перепад дав-
ления, п число оборотов турбины
Рис. 78. Определение износа долота (диаметром 215,9 мм) при бурении винто-
вым забойным двигателем
Номер долбления А. м гб, мин 'б + 'сгю> мин i’p- м/4 К^, м2/ч
1 217 890 1090 11,9 2582
2 219 897 1097 12,0 2628
3 221 904 1104 12,0 2652
4 223 910 1110 12,1 2698
5 225 917 1117 12,1 2723
6 227 923 1123 12,1 2746
7 229 932 1132 12,1 2772
8 229,4 943 1143 12,05 2769
9 229,8 951 1151 12,0 2758
10 230,2 961 1161 11,9 2739
11 231,0 965 1165 Н,9 2749
12 232,2 '971 1171 11,9 2763
13 233 978 1178 11,8 2749
Продолжение бурения сильно изношенным долотом ввиду эконо-
мической нецелесообразности является нежелательной ситуацией.
Износ вооружения долота при визуальном контроле за изменением
параметров характеризуется плавным, непрерывным падением механи-
ческой скорости проходки при стабильности всех остальных параметров;
в некоторых случаях может наблюдаться снижение крутящего момента
на роторе, что обусловлено износом и затуплением зубьев.
183
Начало долбления
Скорость проходки
Рис. 79. Изменение скорости проходки в зависи-
мости от износа вооружения долота:
/ с фрезерованным зубом; 2 с твердосплавным вооружением
Несколько отличную от общей картины износа вооружения может
дать износ долот типов ИСМ и алмазных. Для этих типов долот
характерно наличие кольцевых и торцевых выработок на их рабочей
поверхности. При постоянно растущей кольцевой выработке в нижней
части долота износ может быть столь значительным, что при некоторой
нагрузке промывочные отверстия долота оказываются расположенными
весьма близко к забою. Вследствие этого постановка такого долота на
забой и увеличение нагрузки вызывают значительный рост давления за
счет увеличения гидродинамических сопротивлений под долотом. В этих
случаях признаком износа наряду с падением скорости проходки будет
рост давления на стояке.
Использование критериев максимума рейсовой скорости и минимума
стоимости метра проходки требует проведения расчетов текущих зна-
чений этих показателей в функции времени.
Расчет производится по формулам"
”р = Лд/('б + гспо), (75)
С = [(/6 + Гспо)С, + cp/ha, (76)
где С, стоимость работы буровой установки, руб/ч; Са-стоимость
долота, руб.
Время zcno определяется как сумма фактического времени спуска
данного долота с учетом подготовительно-заключительных работ
к спуску, времени наращивания, смены долота, обязательных промывок
и проработок и нормативного времени подъема на данной глубине.
Критерии максимума рейсовой скорости и минимума стоимости
метра проходки дают хорошие результаты при опережающем износе
вооружения долот. Кроме того, эффективность этих критериев в значи-
тельной степени будет зависеть от навыков, опыта работы с подобными
диаграммами, а также от объема уже полученного статистического
материала. Одной из особенностей интерпретации кривых vp=f(t)
и С = /(/) является наличие ложных экстремумов, обусловленных ано-
мальным снижением скорости проходки. Это снижение может быть
связано либо с нестабильностью режимных параметров (например,
184
с резким снижением нагрузки на долото), либо с геологическими
особенностями разреза (вскрытие более твердых отложений). В этих
случаях ложные экстремумы должны исключаться из анализа.
В некоторых случаях экстремумы наступают значительно раньше или
значительно позже физического износа долота. Раннее получение экстре-
мальных значений гртах и Спнп может наблюдаться при высоких ско-
ростях проходки и незначительных (или заниженных в расчетах) затра-
тах времени на спуско-подъемные операции. В этом случае может быть
поднято недоизношенное долото, хотя при условии достоверности
исходных данных этот подъем будет экономически оправдан. Позднее
наступление экстремумов (т. е. их отсутствие на момент подъема)
связано, как правило, с большими глубинами, значительным временем
спуско-подъемных операций и низкими скоростями проходки. В этой
ситуации даже мизерный прирост проходки выгоднее, чем подъем
и замена долота, поскольку подъем связан с большими затратами
времени. Следствием такого случая может быть подъем полностью
сношенного долота.
Следовательно, при нежелательности подобных сиутаций (недоиз-
ношенное долото) в качестве дополнительного критерия подъема долота
необходимо использовать степень износа его вооружения (например, ВЗ
по коду износа). Тогда в первом случае после достижения экстремумов
долото держится на забое еще некоторое время, достаточное для того,
чтобы износ достиг желаемой величины, а во втором случае оно
поднимается у ке при выполаживании кривых, еще до достижения
экстремумов. В любом случае время «передержки» или «недодержки»
•долота может быть определено только опытным путем после набора
достаточного объема статистических данных. Кроме того, поскольку,
как правило, стоимость метра проходки достигает минимального значе-
ния несколько позже, чем максимальное значение рейсовой скорости,
при угрозе подъема недоизношенного долота следует ориентироваться
именно Ца него (минимальное значение стоимости), тогда как во втором
случае (угроза подъема полностью сношенного вооружения) лучшие
результаты даст использование максимума рейсовой скорости.
Кроме критериев максимума рейсовой скорости и минимума стои-
мости метра проходки в Западной Сибири применяется критерий макси-
мума коэффициента эффективности /сэф = vpha. Данный критерией не
имеет того физического смысла, который заложен в критерии гртах, но
практическое его использование дает хорошие результаты. Особен-
ностью данного критерия является его более позднее, чем иртпах, наступ-
ление и в более резко выраженной форме. На рис. 77 и рис. 79 представ-
лены результаты и графики отработки долог по данным критериям. Как
видно, во-первых, зависимость Кэф=/(/) имеет четко выраженный
максимум, во-вторых, «передержка» долота после достижения максиму-
ма Кэфтах может привести к аварии с долотом.
Как видно, процесс оптимальной отработки долота представляет
собой решение довольно сложной задачи с использованием ряда неза-
висимых критериев, а в некоторых случаях зависит в основном от опыта
185
и интуиции оператора. В настоящее время формализация этой задачи на
базе сложных комплексных критериев сдерживается отсутствием необхо-
димой вычислительной техники. При оснащении станций ГТИ борто-
выми микро- и мини-ЭВМ появится возможность комплексной оптими-
зации процесса бурения, включающей в себя выбор рациональных
элементов технологии, типов породоразрушающего инструмента и за-
бойного двигателя, оптимального сочетания режимных параметров,
оптимальной отработки каждого конкретного долота.
§ 3. Технология оперативного анализа аномалий
и оценки ситуации
1. Контроль параметров и обнаружение аномалий. Все параметры,
контролируемые в процессе технологических исследований, делятся на
режимные и реагирующие (см. табл. 18).
К режимным относятся параметры, значения которых заданы
условиями бурения. Их величины устанавливаются и поддерживаются
буровой бригадой в соответствии с проектом, ГТН и РТК.
Реагирующие параметры отличаются от режимных тем, что могут
изменяться при сохранении режимных параметров постоянными и эти
изменения практически не регулируются. Изменения реагирующих
параметров при сохранении режимных постоянными являются реакцией
скважины и бурового оборудования на различные нештатные ситуации,
возникающие в процессе бурения. Именно изменение реагирующих
параметров является настораживающим фактором, следствием кото-
рого может быть осложнение или авария.
Для различных этапов строительства скважины требуется различный
набор контролируемых параметров. Наибольший комплекс исследо-
ваний приходится на механическое бурение, проработку, промывку
скважины и спуско-подъемные операции. Именно в процессе этих
операций возникает большая часть аварий и осложнений.
Контроль автоматически измеряемых параметров в станции ГТИ,
представленных в виде цифровой индикации, аналоговой и цифровой
регистрации, осуществляется непрерывно путем визуального наблю-
дения за их изменением.
К фактическим технико-технологическим данным, также требующим
контроля, относятся фактическая конструкция скважины и бурильной
колонны, параметры поверхностной обвязки и другого оборудования,
тип и параметры буровых насосов, системы циркуляции и очистки
бурового раствора и т. п., используемые в расчетах. Эти данные
контролируются, регистрируются, а по мере изменения и обновляются.
Данные технического проекта на строительство скважины, геолого-
технического наряда и режимно-технологической карты контролируют-
ся с целью выявления их соответствия фактическим данным, а также для
последующего анализа и оценки ситуации.
Первоначальный контроль параметров ведется с целью выявления их
186
аномалий. Аномалией называется изменение параметра, превышающею
погрешность его определения.
Технологической аномалией называется отклонение режимного па-
раметра от проектного значения или значения, обусловленного нор-
мальным процессом проводки скважины, аномальное изменение реаги-
рующего параметра, связанное с изменением режимного параметра или
проведением специальных технологических операций. К таким ано-
малиям относятся отклонения от проекта, ГТН и РТК, все аномалии
реагирующих параметров при изменении режимных, а также аномалии,
появляющиеся при обработке и перекачке раствора, переключении
насосов, движении инструмента и т. п.
В табл. 18 представлены технологические аномалии реагирующих
параметров при увеличении режимных, уменьшение режимных пара-
метров даст аномалию с противоположным знаком (минерализация
раствора на выходе, г/л, равна нулю).
. Отклонения режимных и реагирующих параметров от заданных
проектом, ГТН и РТК может иметь случайный или вынужденный
характер. Случайные отклонения, как правило, обусловлены произволь-
ными действиями буровой бригады. Вынужденное отклонение от
проектных данных обусловлено геолого-технологическими причинами.
Это может быть связано с отсутствием или недостатком заплани-
рованных технических средств, непредвиденными свойствами разреза,
осложнениями и т. п. Как правило, такие отклонения согласовываются
со службами УБР.
Опасной аномалией называется аномальное изменение реагирующе-
го (а в некоторых случаях и режимного) параметра, не связанное
с изменением режимного параметра или с технологическими опера-
циями. Такие аномалии возникают в результате изменения условий
бурения, воздействия скважины, нарушения нормального режима ра-
боты бурового оборудования и инструмента. Характер изменения
режимных и реагирующих параметров при наиболее типичных изме-
нениях условий бурения скважины приводится в табл. 19.
Порядок работы оператора-технолога при геолого-технологических
исследованиях следующий:
сбор исходной информации (техпроект, ГТН, РТК, фактические
данные по скважине и оборудованию);
проведение обязательных расчетов;
проверка (обеспечение) соответствия перечня наблюдаемых пара-
метров соответствующему этапу строительства скважины);
настройка сигналов «тревога»;
после выхода параметров на заданный режим проверка соответст-
вия режимных параметров проектным (заданным в ГТН и РТК);
контроль параметров и выделение аномалий;
определение вида аномалий.
Технологические аномалии, обусловленные проведением всевозмож-
ных технологических операций, фиксируются оператором и отмечаются
187
оо
оо
Характер изменения реагирующих параметров при увеличении режимных (технологические аномалии)
Таблица 18
Режимные параметры Реатируютцие параметры
Механи- ческая ско- рость про- ходки, м ч Кру 1 ящий момент на рогоре. Н • м Давление раствора на входе, Па Поток раст- вора на вы- ходе, м3/ч Объем раствора в приемных емкост ях, м' Температу- ра рас т во- ра на выхо- де, С Плотность раствора па выходе, т/см' Г азосодер- жание раст- вора на вы- ходе, см'/л Минерали- зация раст- вора на вы- ходе. г/л
Нагрузка на долото, Н + * 0 0 0 0 0 0 0
Частота вращения ротора, с-1 + (0)* + * 0 0 0 0( + )* 0 0 0
Расход раствора на входе в скважину, м3/ч + (0)* 0* + * + * 0 _ * 0 - (0)** 0
Плотность раствора на входе в сква- жину, г/см3 - (0)** 0 -1- * 0 0 0 ( + )** 1 *** 0 0
Минерализация раствора на входе в скважину, г/л 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Вязкость раствора на входе в скважи- ну, Па с 0 (-)** 0 ( + )** + * 0 0 0 0 0 0
Газосодержание раствора на входе в скважину, см3/л 0 ( + )** 0 . * 1 *** 1 *** - (0)*** _ *** 1 *** 0
Примечание. «Паюс» параметр увеличивается, «минус» параметр уменьшается; одна звездочка реатирующий параметр изменяется одновременно с измене-
нием режимного; две звездочки реагирующий параметр изменяется через время полуцщсла циркуляции по трубам после изменения режимного параметра; три
звездочки реагирующий параметр изменяется через время цикла циркуляции; скобки возможное изменение параметра; нуль параметр не изменяется.
в документации. При возникновении случайных отклонений от режима
оператор сообщает буровой бригаде характер и величину отклонений
и выдает рекомендацию на приведение параметров в норму.
При вынужденных отклонениях от проектного режима и технологии
оператор-технолог проводит анализ, делает необходимые расчеты
и выдает рекомендации по оптимизации процесса.
При обнаружении опасной аномалии оператор-технолог;
оперативно анализирует аномалию, определяет наиболее вероятную
ее причину и оптимальный вариант немедленной реакции на аномалию;
формулирует технологическую рекомендацию и сообщает ее бу-
рильщику;
производит оценку ситуации, необходимые для данной ситуации
расчеты и сообщает их результаты, а также соответствующие реко-
мендации бурильщику.
2. Анализ аномалий и оценка ситуаций. Оперативный анализ опасных
аномалий и оценка ситуаций проводятся поэтапно. Этапность анализа
обусловлена тем, что по статичному сочетанию определенных признаков
практически невозможно сразу оценить возникшую ситуацию, поскольку
это сочетание может быть характерно для нескольких разнородных
ситуаций. Поэтому возникает необходимость проведения некоторых
определительских работ, связанных главным образом с проведением
технологических операций типа прекращения бурения, циркуляции,
отрыва от забоя и т. п. Согласно этому выделены три этапа анализа.
Аварийный (немедленный) анализ, по которому информация должна
быть выдана немедленно, не позже 3 мин после возникновения ано-
малии, и который предусматривает немедленные технологические
действия бурильщика.
Срочный анализ, для которого может потребоваться получение
дополнительной информации, выполнение кратковременных специаль-
ных (определительских) работ. Рекомендация должна быть выдана не
позже 15 мин после возникновения аномалии.
Оперативный анализ выполняется на основе более длительных
наблюдений (например, после полуцикла циркуляции, бурения опре-
деленного интервала и т.д.).
Согласно этому в табл. 20 приводится порядок анализа опасных
аномалий с указанием необходимых рекомендаций буровой бригаде
и необходимых в каждом конкретном случае расчетов.
Характер изменения контролируемых параметров при типовых изменениях условий
Харак1срис1 ика процесса и условий бурения Режимные парамо ры
Нагруз- ка на ДОЛОЮ, Н Ско- рое 1 ь враще- ния ро- юра, с 1 Расход рас।во- ра на входе. м3 ч Парамефы расi вора на входе
Hjoi- ИОС1 ь, г см3 Темне- paj ура, С Газосо- держа- ние, см 3/д Мине- рализа- ция, г/л Вяз- кость, Пас
1. Бурение без осложнений
1.1. Бурение в непроницае- мых породах со стабильной буримостью 0 0 0 0 0 0 0 0
1.2. Бурение в непроницае- мых породах переменной бу- римости 0 0 0 0 0 0 0 0
1.3. Вскрытие коллектора 0 0 0 0 0 0 0 0
1.4. Переход от коллектора к неколлектору 2. Бурение с осложнениями 0 0 0 0 0. 0 0 0
2.1. Вскрытие зоны проявле- ния 0 0 0 0 0 0 0 0
2.2. Вскрытие зоны поглоще- ния 0 0 0 0 0 0 0 0
2.3. Бурение с недостаточной очисткой забоя, сужением ствола, осыпью или обвалом стенок скважины 3. Бурение с нарушением ра- боты забойного инструмента 0 0 0 0 0 0 0 0
3.1. Нормальный износ до- лота 0 0 0 0 0 0 0 0
3.2. Размыв насадок 0 0 0 0 0 0 0 0
3.3. Заклинка шарошек, по- теря шарошек, наличие ме- талла на забое 0 0 0 0 0 0 0 0
3.4. Промыв элементов бу- рильной колонны 4. Бурение с нарушением ра- боты системы циркуляции 0 0 0 0 0 0 0 0
4.1. Размыв клапана или поршня насоса 0 0 — 0 0 0 0 0
4.2. Размыв сальника штока, не1срмегичность всасываю- щей линии 0 0 — — 0 + 0 0
4.3. Потери герметичности жслобной системы 0 0 0 0 0 0 0 0
4.4. Разрушение диафрагмы компенсатора давления 0 0 — 0 р 0 0 0
Примечание. «Плюс» napaiweip увеличивае!ся, «минус»
нарамеф уменьшается, нуль параметр нс
190
Таблица 19
бурения (опасные аномалии)
Peai ирующие парамефы Вес на крюке, Н
Механи- ческая скорое1Ь проходки, м/ч Кру i ящий момен। на роюре. Нм Давление рас I вора на входе. Па Поюк paci вора за выходе. М3/ч Объем рас г вора в прием- ных емко- CIях, л Парамефы расiвора на выходе
Пло1- ностъ. г/см3 Газосо- держа- ние, см3/л Темпе- ра гура, С Мине- рализа- ция, г/л Вяз- кое I ь. Пас
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
+ ± 0 0 0 0 0 0 0 0 0
+ - ( + ) 0 - (+) - (+) 0 ( —) + 0(±) 0(+) 0(+) 0
— 0(±) 0 0 0 0 О(-) 0 0 0 0
+ 0(±) - + + - + + + (0) + (0) 0
+ 0(±) - - - 0 0 О(-) 0 0 0
— + + 0 0 + 0 0 0 + +
— О(-) 0 0 0 0 0 0 0 0 0
— 0(+) — 0 k 0 0 0 0 0 0
— + 0 0 0 0 0 0 0 0 0
- + - 0 0 0 0 - 0 0 0
— 0 — — 0 0 0 0 0 0 0
- 0 - - 0 - + 0 0 0 0
0 0 0 0 — 0 0 0 0 0 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
изменяема; скобки
возможные изменения парамефа; «плюс» и «минус»
колебания парамефа.
191
Таблица 20
Анализ опасных аномалий и оценка ситуаций
Вид аномалии Немедленный (аварийный) анализ Возможные изменения параметров, резулыапя определи!ельских pa6oi
Срочный анализ Опера 1ИВНЫЙ анализ
1. Резкое изменение уровня (объема)
раствора в емкостях и, возможно, пото-
ка на выходе. Резкий рост скорости про-
ходки. Возможно изменение крутящею
момента на роторе и снижение давления
на входе
Р, Приподнять инструмент до положе-
ния муфты верхней трубы над ротором.
Выключить циркуляцию. Визуально
проверить положение уровня в скважине
О. Контроль уровня в емкостях и потока
на выходе
В процессе бурения, проработки и промывки
1.1. Наблюдается перелив из скважины
О.С. Вскрытие проявляющего интерва-
ла, приток с забоя
О. Расчет объема и интенсивности при-
тока, оценка вида поступающего флюи-
да. Контроль за ликвидацией проявле-
ния
1.2. Уровень в скважине снижается
О.С. Вскрытие поглощающего интер-
вала
Р. Включить ненадолго циркуляцию
О. Расчет объема поглощения и интен-
сивности с циркуляцией и без нее. Ра-
счет давления начала поглощения
1.3. Уровень находится на устье или
очень медленно снижается
О.С. Вскрытие интервала с поглощением
в процессе циркуляции
О. Расчет объема и интенсивности по-
глощения
1.1.1. Проявление ликвидировано. Реко-
мендация по дальнейшим работам вы-
дается опсратором-юрлогом
1.2.1. Поглощение прекратилось. Реко-
мендация по дальнейшим работам вы-
дается оператором-геологом
1.3.1. Поглощение прекратилось или
частичное поглощение. Рекомендация по
дальнейшим работам выдается операто-
ром-геологом
2. Появление кратковременных, высоко-
амплитудных увеличений крутящего мо-
мента на роторе и одновременно колеба-
ний числа оборотов ротора (подклинки).
Возможен рост давления
Р. Продолжая циркуляцию и вращение
ротором, приподнять инструмент на
длину квадрата
2.1. Затяжка при подъеме. Возможно
сохранение подклинок. Рост давления,
при этом возможны колебания
П. Возможен обвал стенок скважины
Р. Осторожное расхаживание с враще-
нием и циркуляцией
О. Контроль веса, крутящего момента,
давления; анализ шлама
2.1.1. Параметры стабилизировались
О.С. Зашламление забоя
О. Проверка гк п на вынос шлама
2.1.2. Затяжки при подъеме, посадки при
спуске. Подклинки сохраняются или уве-
личиваются. Колебания давления на фо-
не общего роста. Возможно снижение
скорости потока. В шламе аномальное
О. Контроль веса на крюке, давления на
входе и крутящего момента на роторе
2.2. Затяжки при подъеме. Подклинки
сохраняются. Остальные параметры
стабильны
Р. Осторожное расхаживание с враще-
нием и циркуляцией
О. Контроль веса, крутящего момента,
числа оборотов
2.3. Резкое снижение давления на входе
и, возможно, веса на крюке. Подклинки
отсутствуют *
О.С. Слом (обрыв) бурильного инстру-
мента
О. По весу оценить глубину слома
2.4. Вес на крюке и давление на входе
соответствуют нормальным. Подклин-
ки отсутствуют. Момент снизился и ра-
вен моменту при холостом вращении
инструмента
Р. Продолжить бурение с постепенным
увеличением нагрузки до плановрй
О. Контроль крутящего момента и чис-
ла оборотов ротора
количество обвальной породы. Возмо-
жен рост давления до потери циркуляции
О.С. Обвал стенок скважины
О. Проверка vK п на вынос шлама. Опре-
деление интервала обваливания. Расчет
режима течения в кольцевом пространст-
ве в условиях интенсивной циркуляции
2.2.1. Затяжки при подъеме, посадки при
спуске. Подклинки сохраняются. Осталь-
ные параметры стабильны
О.С. Заклинка над долотом (куски поро-
ды или посторонний предмет)
2.4.1. Подклинки отсутствуют. Все пара-
метры стабильны
О.С. Наблюдалась случайная подклинка,
связанная с формой забоя или попада-
нием обломка породы под долото
2.4.2. Вновь появляются высокоампли-
тудные увеличения крутящего момента
и подклинки. Скорость проходки снижа-
ется
О.С. Износ опоры долота
Р. Подъем
О. Оценка износа поднятого долота
2.4.3. Кривая момента на диаграмме
приобретает характерный пилообразный
вид с широкой амплитудой колебаний
О.С. Наличие металла на забое. Возмо-
жен аварийный износ долоча
40
Продолжение табл. 20
Вид аномалии. Немедленный (аварийный) анализ Возможные изменения парамефов, результаты определи тел неких работ
Срочный анализ Оперативный анализ
Р. Подъем О. Оценка износа поднятого долота
3. Резкое снижение давления на входе с одновременным снижением расхода на входе (при дизельном приводе одновре- менно небольшое увеличение числа хо- дов насоса). Возможно, этому предшест- вовало плавное небольшое снижение давления П. Возможно проявление Р. Продолжая циркуляцию, осторожно поднять инструмент до положения муф- ты верхней трубы над ротором О. Контроль параметров раствора на выходе, давления на входе, уровня в ем- костях и потока на выходе 3.1. Газосодсржанис раствора повыше- но, плотность снижена. Увеличение уровня в емкостях и, возможно, сниже- ние темпа увеличения температуры раствора на выходе О.С. Выход на поверхность «пачки» газированного раствора (без выброса) Р. Дегазировать или удалить из систе- мы циркуляции пачку газированного раствора. Не допускать закачки в сква- жину газированного раствора О. Контроль параметров раствора на выходе 3.1.1. Газосодержание раствора продол- жает расти, плотность снижается. Воз- можно расплескивание раствора вокруг устья (колебания потока на выходе) и по- вышение уровня в емкости О.С. Интенсивное проявление газирован- ной пачки раствора большого объема О. Расчет объема проявления и оценка вида поступившего флюида. Контроль за ликвидацией проявления 3.1.2. Параметры раствора приведены в норму. Газосодержание снизилось до фонового О. Контроль по циклу циркуляции за изменением параметров раствора с целью свосврехменного выявления анома- лий и дегазации закачанной в скважину части газовой «пачки» О.С. Разрушение (выпадение) насадки (насадок) долота О. Поиск оптимальной нагрузки
4. Медленное увеличение давления на входе. Остальные параметры стабильны П. Возможны сальник на инструменте или обвал стенок скважины Р. Продолжить бурение с периодическим 4.1 Давление продолжает плавно расти либо плавно снижается, колебания в широких пределах, возможно, сопро- вождающиеся изменением потока на выходе и уровня. Апома п>пое увели-
отрывом от забоя на длину квадрата
О. Контроль давления крутящего мо-
мента, веса
чение плотности и вязкости раствора на
выходе. Затяжки при отрыве от забоя
отсутствуют
О.С. В системе циркуляции неоднород-
ный буровой раствор. Имеется пачка
высоковязкого раствора
4.2. Давление продолжает расти, воз-
можны небольшие затяжки при подъ-
еме и увеличение момента. Скорость
проходки снижается
Р. Отрыв от забоя, промывка скважины
О. Контроль давления и анализ шлама.
Проверка гк п на вынос шлама
4.3. Давление продолжает расти, появ-
ляются подклинки при общем увеличе-
нии момента, наблюдаются затяжки
при подъеме и посадки при спуске,
иногда довольно значительные
Р. Расхаживание инструмента с цирку-
ляцией
О. Контроль давления, веса, крутящего
момента. Проверка гк п на вынос шлама
4.2.1. Давление снижается до нормаль-
ного. vK п недостаточна или минимально
необходимая
О.С. Зашламлснис забоя в результате
недостаточной очистки
4.2.2. Давление остается аномально завы-
шенным, но возможно на этом фоне и
небольшое снижение. В шламе повышен-
ное содержание обвальной породы, vK п
достаточна
О.С. Осыпи стенок скважины и недоста-
точная очистка забоя в кольцевом про-
странстве в результате осыпания
О. Расчет режима течения в условиях
интенсивной циркуляции, определение
интервала осыпания
4.3.1. Рост давления прекратился, воз-
можно его снижение. Количество затяжек
и посадок снижается, колебания крутя-
щего момента уменьшаются
О.С. Образование и разрушение сальника
на инструменте
4.3.2. Давление продолжает расти (воз-
можно до критического) или остается
аномально высоким. Количество затя-
жек, посадок и колебаний крутящего мо-
мента сохраняются на прежнем уровне
или увеличиваются. Возможно снижение
скорости потока.
О.С. Сальник на инструменте не сбивает-
ся. Угроза прихвата
3 . П р о д о л ж с н и е т а б л . 2 0 Оч
Вил аномалии Немедленный (аварийный) анализ Возможные изменения нарамс1ров. рез^лыапя определи!ельскич paGoi
('ровный анализ Онера!явный анализ
4.4. Давление продолжает расти, воз- можно, скачкообразно. Колебаний мо- мента. затяжек и посадок не наблю- дается Р. Продолжить бурение О. Контроль давления, крутящего мо- мента 4.4.1. Продолжается рост давления, иног- да до потери циркуляции. Возможно уве- личение момента на роторе О.С. Забиты промывочные отверстия до- лота, турбобур или фильтр 4.4.2. Давление на общем повышенном фоне скачкообразно меняется О.С. Недостаточная очистка раствора от шлама
5. Увеличение скорости проходки. Возможен небольшой рост момента. Остальные параметры стабильны Р. Продолжить бурение 1 2 м О. Контроль скорости проходки и уров- ня в емкостях. При резком изменении уровня см. 1 5.1. Скорость проходки увеличилась в интервале 1 2 м более чем на 50% и стабилизировалась. Возможно изме- нение крутящего момента. Остальные параметры стабильны Р. Геологическая промывка в течение полупикла по кольну О. Контроль бурового раствора на вы- ходе и анализ шлама 5.1.1. По данным анализа шлама и раст- вора коллектор отсутствует О.С. Вскрытие более мягких отложений О. Поиск оптимальной нагрузки 5.1.2. По данным анализа шлама и раст- вора вскрыт коллектор Р. Рекомендация по дальнейшим рабо- там выдается оператором-геологом
6. Снижение скорости проходки. Осталь- ные параметры стабильны Р. Продолжить бурение 1 2 м О. Контроль скорости проходки 6.1. Скорость проходки стабилизирова- лась на более низком уровне. Возможно снижение крутящего момента на рото- ре. Остальные параметры стабильны О.С. Вскрытие более твердых отложе- ний О. Поиск оптимальной нагрузки. Ра- счет рейсовой скорости и стоимости 1 м бурения, поиск экстремумов. После до- стижения экстрсм\мов рекомендация
в
7. Нарушение балансов объема подня-
тых или спущенных труб и долитого
в’ скважину при подъеме или вытеснен-
ного из скважины при спуске бурового
раствора
Р. Прекратить процесс подъема или
спуска. Визуально проверить положение
уровня в скважине
О. Контроль потока на выходе и объема
в емкостях
на подъем. Оценка износа поднятого
долота
6.2. Скорость проходки продолжает су-
щественно падать. Крутящий момент
на роторе снижается. Остальные пара-
метры стабильны
О.С. Износ вооружения долота
О. Расчет рейсовой скорости и стои-
мости 1 м бурения, поиск экстремумов.
После достижения экстремумов реко-
мендация на подъем. Оценка износа
поднятого долота
процессе спуско-подъемных операций (СГ
7.1. Наблюдается перелив из скважины
О.С. Приток при СПО
О. Расчет объема и (по возможности)
интенсивности притока. Контроль за
ликвидацией проявления. Расчет допус-
тимой скорости СПО
7.2. Наблюдается снижение уровня в
скважине
О.С. Поглощение при СПО
О. Расчет (по возможности) объема
и интенсивности поглощения. Конт-
роль за ликвидацией поглощения. Ра-
счет допустимой скорости СПО
7.3. Уровень находится на устье
Р. Контрольный спуск (подъем) 5 све-
чей с контролем положения уровня
в скважине
О. Тщательный контроль баланса объ-
емов труб и вытесненного (долитого)
раствора. Контроль веса на крюке
7.3.1. При подъеме наблюдается перелив
из скважины или уровень не снижается.
Возможны затяжки инструмента
О.С. Подъем со свабированием
О. Расчет общего превышения объема
раствора с начала нарушения баланса
и допустимой скорости СПО
7.3.2. При спуске объем вытесненного
растора меньше объема стенок спущен-
ных труб
оо
Продолжение табл. 20
Вид аномалии. Немедленный (аварийный) анализ Возможные изменения параметров, результаты определит ел ьских работ
Срочный анализ Оперативный анализ
О.С. Спуск с поршневанием О. Расчет общего объема поглощения с начала нарушения баланса и допусти- мой скорости СПО 7.3.3. При спуске объем вытесняемого раствора больше объема стенок спущен- ных труб. Прирост веса на крюке меньше расчетного О.С. Неполное заполнение бурильной ко- лонны буровым раствором (засорение промывочных отверстий долота, высокие структурные свойства раствора и т.п.)
8. Резкое снижение веса на крюке при спуске инструмента (посадка) П. Возможен прихват Р. Остановить спуск. Приподнять инст- румент на 3-5 м и медленно спускать О. Контроль веса на крюке и скорости спуска 8.1. При подъеме вес на крюке соответ- ствует нормальному, при спуске наблю- дается посадка Р. Осторожный с поворотом ротора спуск О. Контроль веса на крюке и скорости спуска 8.2. При подъеме вес на крюке выше нормы (затяжки), при спуске ниже (по- садки) О.С. Сужение ствола скважины 8.1.1. Вес соответствует нормальному О.С. Зацепление колонной за небольшой уступ О. Зафиксировать глубину, на которой расположен уступ. Обратить внимание на возможность зацепления за него зам- ками или другими элементами буриль- ной колонны при последующем спуске 8.1.2. Посадки увеличиваются О.С. Посадка на уступе (козырьке), во- ронке О. Зафиксировать глубину и мощность прихватоопасного интервала
- О. Зафиксировать глубину расположе- ния прихватоопасного (суженного) ин- тервала 8.3. При подъеме вес на крюке остается ниже нормы О.С. Слом бурильного инструмента О. По весу оценить глубину слома
9. Резкое увеличение веса на крюке при подъеме инструмента (затяжка) П. Возможен прихват Р. Осторожно с небольшой скоростью и с про воротом ротора поднимать инст- румент мимо места затяжки 9.1. При подъеме вес на крюке норма- лизовался О.С. Зацепление колонной за неболь- шой козырек О. При дальнейшем подъеме опреде- лить глубину расположения козырька 9.2. Вес на крюке растет О.С. Загяжки в прихватоопасном ин- тервале (сужение, козырек) О. Зафиксировать глубину и мощность прихватоопасного интервала
Примечание. П предупреждение буровой бригады, коюрое в некоюрых опасных случаях выдается до окончи 1едьной оценки си1уации; Р рекомендации
бурильщику на проведение определи!ельских pa6oi. необходимых для последующеи оценки сшуации; ОС оценка си!уации. О дейечвия onepaiopa. означающие
шинельный кот роль за изменением указанных параме!ров и проведение необходимых расчеюв.
$ лава VI
КОНТРОЛЬ И ПРОГНОЗ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ
МЕТОДАМИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Контролировать давление, создаваемое буровым раствором на забой
и стенки скважины, а также пластовое давление необходимо как при
нормальном процессе проводки скважин, так и в условиях возможных
осложнений.
Выявление и количественная оценка пластов с аномально высокими
давлениями имеет исключительно важное значение при поисково-раз-
ведочных работах, бурении и эксплуатации залежей. Знание ожидаемых
градиентов порового и пластового давлений, а также градиентов
гидроразрыва является основой для эффективного бурения скважин
с правильной программой применения буровых растворов соответст-
вующей плотности и технически обоснованной конструкции скважины,
а также для того, чтобы заканчивание скважин было эффективным,
безопасным и позволяло глушить скважину без излишнего ущерба для
пласта.
§ 1. Физические основы прогнозирования зон
аномальных давлений
В практике разбуривания горных пород различают гидростатическое,
горное давление, пластовые и поровые нормальные* и аномальные
давления.
Гидростатическое давление определяется плотностью и высотой
столба жидкости:
Ргс = (77)
Горное давление определяется как сумма геостатического и геотек-
тоническою давлений. Геотектоническое давление обусловлено текто-
ническими напряжениями в породе, а геостатическое - это давление,
создаваемое весом вышележащих горных пород. При отсутствии
тектонических напряжений можно записать, что горное давление есть
сумма скелетного (обусловленного весом скелета породы) и пластового
давлений:
Л =/<« + А1Л- (78)
Пластовое или поровое давление-это такое давление, под которым
находится пластовый флюид в породе. Пластовое давление-давление
флюида в пластах-коллекторах, поровое давление-давление флюида
в порах пород-покрышек, пород-неколлекторов.
Нормальное пластовое (или нормальное гидростатическое) давление
рпл н равно давлению, которое уравновешивается весом столба ми-
нерализованной воды высотой от поверхности до данного пласта
200
и определяется плотностью этой воды. Плотность минерализованной
воды колеблется от 1,05 до 1,1 г/см3 и лишь в отдельных случаях может
достигать 1,3 г/см3. Иногда на практике пользуются величиной услов-
ного гидростатического давления, т. е. давления, создаваемого столбом
воды плотностью 1 г/см3.
Аномальными называются давления, отличающиеся от нормальных
пластовых давлений. При />пл > рпп н давление аномально высокое или
повышенное; обычно для аномально высоких пластовых давлений
используется аббревиатура АВПД, а для аномально высоких поровых
давлений-АВПоД [1].
При рпл < рпл н - давление аномально низкое или пониженное-АНПД.
Отношение аномально высокого пластового или порового давления
к нормальному пластовому давлению для той же глубины называется
коэффициентом аномальности Ка.[1].
Применительно к технологии ведения буровых работ величину
давления удобно представлять градиентом давления, т.е. скоростью
изменения давления с глубиной. Если величины градиентов давлений
выражать в единицах, эквивалентных плотности, то градиент геоста-
тического давления будет численно равен средней плотности горных
пород, а градиент нормального пластового давления - плотности плас-
товой воды (например, grad рт = 2,3 г/см3, grad рпл н = 1,08 г/см3).
Градиент аномального пластового давления будет численно равен
плотности раствора, необходимой для уравновешивания пластового
давления на данной глубине.
Породы, флюид в которых находится под нормальным пластовым
давлением, можно рассматривать как гидравлически «открытую» сис-
тему, т.е. проницаемые породы способствуют созданию гидростати-
ческих условий. И наоборот, системы с АВПД являются по существу
«закрытыми», препятствующими или, по меньшей мере, сильно огра-
ничивающими передвижение флюида. В условиях нормального давления
скелет породы выдерживает нагрузку вышележащих слоев за счет
межзерновых контактов. Любое уменьшение этого непосредственного
межзернового напряжения заставляет поровый флюид нести часть
нагрузки вышележащих слоев, в результате чего образуются аномаль-
ные давления. Иными словами, вес вышележащих слоев может
эффективно «поддерживаться на плаву» высокими пластовыми дав-
лениями [27].
Сосуществование нормальных и аномальных давлений возможно
лишь в том случае, если они разделены водоупорным барьером,
который одновременно является и барьером для давлений. Такими
барьерами могут служить либо покрышки, сложенные плотными
малопроницаемыми породами (массивными глинистыми сланцами,
массивными солями, ангидритами и гипсами, известняками, мергелями
и доломитами), либо тектонические нарушения (сбросы) и соляные
и глинистые диапиры.
Верхний предел аномальных давлений предполагается обычно рав-
ным общему весу покрывающих пород, но в отдельных районах из-за
201
сбросов, складкообразования могут встречаться более высокие гра-
диенты давлений. Нижним пределом аномальности принято считать
давления, превышающие нормальное пластовое в 1,3 раза. Давления,
величина которых заключена в пределах от нормального пластового до
нижнего предела аномального давления, считаются повышенными.
Пласты-коллекторы с АВПД могут быть приурочены к мощной
глинистой толще либо иметь покрышку, сложенную малоуплотняющи-
мися породами (известняками, доломитами и т. п.).
В первом случае, если зоны АВПД встречаются в монотонной
глинистой толще, вскрытию коллектора с аномально высоким пласто-
вым давлением предшествует вскрытие глин - переходной зоны (по
К. А. Аникиеву - ореола вторжения) с аномально высоким поровым
давлением.
Переходная зона образуется вследствие того, что содержащийся
в глинах флюид вынужден принимать на себя часть давления вы-
шележащих пород из-за затрудненности оттока.
Ореол вторжения образуется в связи с тем, что мощная глинистая
толща является не полностью непроницаемой для подстилающих ее
флюидов. Под действием высокого давления флюиды прорываются
через глину, аккумулируются в мельчайших порах, создавая в них
аномальное поровое давление.
Верхняя граница переходной зоны представляет собой барьер
давления и имеет тенденцию к переуплотнению за счет отжимания
избытка пластовой воды. Переуплотнение позволяет глинистым по-
родам принять на себя основную часть давления покрывающих пород,
что способствует уменьшению порового давления. Мощность пере-
ходной зоны, включая барьер давления, может варьировать от десятков
до сотен метров.
Во втором случае переходная зона практически отсутствует, а сразу
под барьером давления располагается зона АВПД. Эта зона, как
правило, приурочена к определенному литолого-стратиграфическому
комплексу.
Таким образом, к главным факторам образования зон АВПД
и АВПоД, по которым возможен их прогноз, относятся следующие:
наличие покрывающих плотных, малопроницаемых пород-барьера
давления (обычно небольшой мощности);
наличие переходной зоны (ореола вторжения), представленной не-
доуплотненными, высокопористыми, неустойчивыми, флюидонасыщен-
ными породами с АВПоД;
наличие высокопроницаемого пласта-коллектора с АВПД.
Любая горная порода описывается определенным набором петро-
физических характеристик. Практически все эти характеристики имеют
явно выраженную для данного типа породы зависимость от глубины.
Например, пористость глин с глубиной падает, а плотность возрастает,
вследствие чего возрастает и их теплопроводность и т.п. Такое
изменение свойств пород является нормальным и закономерным. Зоны
АВПД и АВПоД характеризуются тем, что в них наблюдается от-
202
клонение от нормального изменения петрофизических характеристик
с глубиной. Вскрытие зона АВПД и АВПоД в процессе бурения скважин
также характеризуется отклонениями ряда буровых характеристик,
а также измеренных свойств бурового раствора и шлама от нор-
мального закона изменения. В первую очередь это касается таких
параметров, как, механическая скорость проходки, газосодержание,
плотность и температура выходящего из скважины бурового раствора,
плотность, пористость и газонасыщенность выносимого с забоя шлама,
его форма и размеры, устойчивость пород, слагающих стенки скважины
и т.д.
Существует много методов прогнозирования, обнаружения и оценки
пластов с аномально высоким давлением. Все их можно условно
разделить на методы, применяемые до начала бурения скважины,
в процессе бурения и после него.
' До начала бурения: сейсморазведка; гравиразведка.
В процессе бурения скважины - методы, использующие: механиче-
скую скорость проходки; нормализованную скорость проходки (J-экспо-
нента; су log); фильтрационные процессы в системе скважина пласт;
плотность глины; газосодержание бурового раствора и шлама; факторы
неустойчивости ствола скважины.
После бурения скважин: электрический каротаж; акустический ка-
ротаж; плотностный каротаж.
Методы промысловой геофизики являются одними из лучших
методов обнаружения и количественной оценки пластовых давлений,
хотя и используются после бурения интервалов или скважины. Суть
методов заключается в установлении линий нормального уплотнения
пород и отклонения от этих линий фактических значений параметров;
отклонение зависит от степени аномальности пластовых давлений
и с учетом изменения литологии, возраста пород, углов залегания
пластов и т.п. служит хорошей количественной характеристикой плас-
тового давления.
Прямыми методами определения пластового давления являются
опробование или испытание вскрываемого пласта.
Поскольку геолого-технологические исследования касаются процесса
бурения скважины, ниже будут описаны методы выделения зон АВПД
и количественной оценки пластовых давлений, основанные на контроле
характеристик бурения.
До начала бурения скважины всегда существует прогнозная ин-
формация о глубине залегания зон АВПД и величине пластовых
Давлений, заложенная в технический проект на строительство данной
скважины. Минимум такой информации имеется для первой поисковой
скважины (данные разведочной геофизики). В процессе бурения после-
дующих поисковых и разведочных скважин эта информация пополняется
и становится более однозначной в результате использования расши-
ренного комплекса методов, включающих методы, применяемые в
Процессе бурения, методы промысловой геофизики и прямые испытания
пластов.
203
§ 2. Комплексный метод оценки пластовых давлений
по данным ГТИ
Количественная оценка пластовых и поровых давлений обусловлена
необходимостью выбора такой плотности раствора, которая обеспечила
бы безаварийную проводку скважины. Наиболее остро эта задача
ставится при бурении в малоизученном разрезе с АВПД, поскольку
характер изменения всех давлений-горного, пластового, гидроразры-
ва - в таких разрезах может быть неожиданным и поэтому трудно
прогнозируемым. Кроме того, все эти давления в зонах АВПД ока-
зываются весьма близкими друг другу, что особенно усложняет про-
водку скважины.
Косвенные методы определения пластовых и поровых давлений
в процессе бурения скважин для тех районов, где зоны АВПД уже
достаточно изучены и проводка скважин в них не представляет труд-
ностей, никакой новой информации не дадут, поэтому применять их там
нецелесообразно. Если же ведется поисковое бурение или осущест-
вляется начальный этап разведочного бурения, когда имеются лишь
единичные испытания и недостаточно данных о пластовом давлении, эти
методы применять необходимо. Все они требуют уточнения и кор-
ректировки по данным прямых замеров пластовых давлений. Если таких
данных нет, то изменение плотности бурового раствора по результатам
косвенных методов определения пластовых давлений требуется произ-
водить осторожно, учитывая погрешности данного’метода.
Независимо от объема и качества прогнозной информации об АВПД
в процессе проводки любой скважины необходимо определять (уточ-
нять) глубину залегания зоны АВПД для предотвращения возможных
аварий и осложнений, а в некоторых случаях производить количествен-
ную оценку давлений.
Вскрытие пласта-коллектора с АВПД без предварительной технико-
технологической подготовки (спуск колонны и монтаж противовыбро-
сового оборудования, утяжеление раствора и т. п.) создает угрозу
многочисленных аварий и осложнений и самого опасного последст-
вия-открытого фонтанирования. Вскрытие толщи глин с АВПоД
(переходной зоны или ореола вторжения), которая сама по себе является
признаком приближения к зоне АВПД, уже не грозит выбросом в связи
с низкой проницаемостью пород. В глинах, слагающих переходную зону,
флюиды находятся под аномальным давлением, поэтому глины
неустойчивы, склонны к набуханию, выпучиванию и обваливанию.
Таким образом, перед службой ГТИ ставится задача определения
момента приближения к пласту с АВПД (выделение переходной зоны)
и момента вскрытия этого пласта.
Задача выделения переходной зоны начинается с задачи выделения
барьера давления над ней, если таковой существует. Первым признаком
приближения к барьеру давления служит уменьшение градиента темпе-
ратуры бурового раствора, выходящего из скважины, начинающееся
примерно за 50-100 м до барьера. В переходной зоне, а также в самой
204
зоне АВПД наблюдается увеличение градиента температуры. Это
обусловлено тем, что высокопористая флюидосодержащая зона с АВПД
представляет собой температурный барьер для теплового потока из недр
земли вследствие более низкой теплопроводности пластового флюида
по сравнению с теплопроводностью скелета породы.
Механическая скорость проходки есть функция свойств породы,
режима бурения, типа и износа долота, а также дифференциального
давления между скважиной и пластом. Снижение скорости проходки
с глубиной отражает характер уплотнения пород. Зоны аномальных
давлений, представленные породами меньшей плотности и большей
пористости, вскрываются значительно быстрее монолитов.
Кроме того, повышенные пластовые давления обеспечивают сни-
жение дифференциального давления при неизменной плотности буро-
, вого раствора, что также ведет к росту скорости проходки. Таким
образом, в зонах аномальных поровых и пластовых давлений ме-
ханическая скорость проходки увеличивается по двум причинам: вслед-
ствие лучшей буримости пород; в результате снижения дифференциаль-
ного давления.
При наличии' толщи недоуплотненных глин (переходной зоны)
сильнее действует первый фактор, действие же второго ограничено
низкой проницаемостью глин. При вскрытии пласта-коллектора под
аномальным пластовым давлением преобладает влияние второго фак-
' тора, а действие первого бывает обусловлено не только высокой
пористостью, но и иным литологическим составом породы.
Барьер давления над зоной аномальных давлений состоит из
прочных, плотных, низкопористых и практически непроницаемых пород.
^Их вскрытие сопровождается снижением скорости проходки и соот-
ветствующими изменениями характеристик шлама и керна. Мощность
. барьера давления обычно небольшая, от нескольких метров до десятков
метров. Глинистые породы, содержащие флюиды под АВПоД, раз-
буриваются намного быстрее нормально уплотненных пород. Именно
’ рост скорости проходки служит первым признаком вхождения в
переходную зону. Увеличение скорости проходки, а также наличие
обвальной породы приводит к возрастанию объема шлама на вибро-
, сите. В переходной зоне форма частиц шлама угловатая, скольчатая,
.размер шламинок увеличен в 4-6, а нередко в 10 раз по сравнению
?с шламинками той же породы под нормальным давлением. Плотность
шлама из переходной зоны значительно снижается, а общая пористость
Повышается. Более высокая пористость шлама обусловливает более
высокую его газонасыщенность. С этим же связан рост газонасы-
щенности бурового раствора. Глины переходной зоны вследствие их
высокой сорбционной активности относительно более тяжелых угле-
водородов и диффузионной способности метана характеризуются по-
ниженными флюидными коэффициентами отношения метана к более
Тяжелым углеводородам. Нередко к толщам глин и солей бывают
Приурочены локальные так называемые «карманные» залежи малого
объема, флюиды в которых находятся под большим давлением.
205
Вскрытие таких залежей, как правило, происходит неожиданно, по-
скольку они не прослеживаются регионально по всему разрезу и
сопровождаются значительным газонасыщением раствора и шлама.
Образование таких залежей связано главным образом с аккумуляцией
пластового флюида, прорывающегося через нижележащую полупро-
ницаемую толщу из зоны аномальных пластовых давлений. Зачастую
в толщах солей встречаются локальные рапопроявляющие залежи,
природа образования которых и связь с нижележащей зоной АВПД еще
недостаточно изучена.
При вскрытии недоуплотненных глинистых пород с АВПоД прояв-
ляются все признаки неустойчивости ствола. Эти породы склонны
к осыпям и обвалам, вытеканию и выпучиванию в ствол скважины, что
хорошо отмечается по данным технологических исследований.
Мощность переходной зоны может быть довольно значительной
и составлять несколько сот метров.
Задача определения приближения к зоне АВПД, не имеющий над
собой зоны с АВПоД, решается детальным анализом шлама и керна
(задача литолого-стратиграфического расчленения разреза).
Задача определения момента вхождения в зону АВПД решается как
задача определения момента вскрытия пласта-коллектора. По данным
технологических исследований эта же задача решается в рамках задач
предупреждения выбросов в процессе механического бурения.
В табл. 21 представлены наиболее характерные признаки вскрытия
барьера давления, переходной зоны и зоны АВПД.
Таблица 21
Характерные признаки приближения к зоне АВПД и вхождения в нее
Признаки Взрываемый разрез
Барьер давления Переходная зона Зона АВПД
Градиент температуры раствора на выходе — + +
Скорость проходки — + +
Признаки неустойчивости ствола скважины — + 0
Уровень раствора в емкостях, скорость потока на 0 0 (+ ) +
выходе
Плотность раствора на выходе 0 О(-) —
Газосодержание раствора 0 + +
Флюидные коэффициенты CJC2, С1/С2 -1- Cj/C3 0 — +
Количество шлама на вибросите — + 0 ( + ).
Размер частиц шлама — + 0
Плотность шлама + — —
Газонасыщенность шлама 0 + +
Общая пористость пород — + 0
Открытая пористость пород — 0 +
Примечание. Нуль порис!осп> не изменяйся, «минус» napaMeip уменыпае1ся; «плюс» napaMeip
увеличивасзся; скобки возможное изменение napaMeipa
206
Задача количественной оценки пластовых давлений решается рядом
косвенных методов, основанных на регистрации и анализе скорости
Проходки и влияющих на нее факторов.
Физическую основу метода ^-экспоненты составляет зависимость
нормализованной скорости проходки от дифференциального давления
между скважиной и пластом. Если не учитывать влияние режима
бурения на скорость проходки и степени износа долота, то этот
параметр может быть хорошим, но неоднозначным индикатором зон
АВПД. С целью усовершенствования использования скорости проходки
для выделения зон АВПД необходима ее нормализация, т. е. исключение
влияния на нее режимных условий бурения.
М. Г. Бингхемом (1965 г.) было показано, что существует следующая
зависимость между величиной проходки за один оборот долота и
удельной нагрузкой на долото:
h = K(WJD)d, (79)
где А-проходка за один оборот долота, м; РЕД нагрузка на долото, Н;
D- диаметр долота, м; К, d- коэффициенты.
Как видно из (79), показатель d определяет эффективность влияния
прикладываемой нагрузки на скорость проходки.
Ж. Р. Джорден, О. Д. Ширни (1966 г.) обнаружили хорошую корре-
ляцию между показателем d и повышением давления в порах пород
и привели формулу Бингхема к виду ^/-экспоненты:
г , 0,67 Wn
^=1°g774- /108—<8°)
18,3 л? D
Физический смысл этого выражения заключается в следующем: чем
менее прочной и более пористой является порода, тем меньшую
нагрузку надо дать на долото для достижения той же скорости
проходки, что и при проходке более прочной и менее пористой породы,
т. е. эффективность влияния нагрузки в зонах АВПД возрастает, что
Должно отражаться в уменьшении величины d. Таким образом, на-
несенная на график в функции глубины ^/-экспонента может качественно
(с учетом режимных параметров) указать вход в переходную зону или
зону АВПД.
С целью дальнейшего усовершенствования метода и количественной
оценки давлений В. Ремом и Мак Клендоном была предложена по-
правка на плотность бурового раствора, так называемая исправленная
{/-экспонента:
Рэкв
гДе рэкв-эквивалентная плотность раствора с учетом потерь давления
в кольцевом пространстве скважины.
207
Необходимость введения поправки была вызвана значительным
влиянием на скорость проходки или ^/-экспоненту общего давления
в скважине, а следовательно, и плотности раствора. Такая поправка нс
является вполне обоснованной, поскольку основная зависимость ско-
рости проходки от плотности имеет вид v = арп + b и при больших
отклонениях от этой зависимости может привести к значительным
погрешностям при количественной оценке давлений. Н^йболее эффек-
тивным было бы определение фактической зависимости d = f (pj в
каждом конкретном случае. Как показано в работе [25], зависимость эта
носит степенной характер. Для ее определения необходимо проана-
лизировать данные изменения скорости проходки при смене (утяже-
лении) бурового раствора. М. Замора [36] показал, что в пластах
с нормальным давлением d-экспонента имеет логарифмическую за-
висимость от глубины, т. е. на полулогарифмическом масштабе ре-
зультирующая кривая ^/-экспоненты будет иметь общую тенденцию
изменения (тренд) в виде прямой линии, так называемой линии
нормального уплотнения пород.
На величину ^/-экспоненты значительное влияние оказывает износ
долот, особенно лопастных и шарошечных с фрезерованным зубом. Для
теоретически неизнашиваемого долота фактические значения ^-экспо-
ненты будут ложиться на линию нормального уплотнения. Но, как
показывает практика бурения, механическая скорость проходки в конце
каждого долбления значительно ниже начальной скорости именно
вследствие износа вооружения долота. Таким образом, при интерпре-
тации кривых ^/-экспоненты необходимо делать поправку на износ
долота.
Учет износа можно производить двумя способами: упрощенно - пу-
тем графических построений, и более точно - вычислительным методом
с помощью использования модели износа.
Первым способом рекомендуется пользоваться при отсутствии
вычислительной техники на станциях ГТИ, а также при недостаточном
объеме статистического материала для выбора некоторых коэффициен-
тов, используемых в вычислительном методе. Этот способ, подробно
изложенный в работе [22], заключается в следующем.
В пределах каждого долбления фактические значения ^/-экспоненты
аппроксимируются прямыми линиями АВ, АХВГ, А2В2 и т.д. (рис. 80),
называемыми линиями нормального износа. При этой аппроксимации
следует исключить точки в начале долбления, относящиеся к приработке
долота, а также точки в конце долбления, где имеются подклинки опор
долота. В данном случае линия нормального уплотнения представляет
собой прямую, аппроксимирующую точки пересечения линий износа
с горизонтальными линиями, соответствующими началу долбления
(рис. 80, линия ЛЛ1Л2).
Угол отклонения линий нормального износа от линии нормального
уплотнения называется углом износа. Для долот одного типоразмера,
равных гидравлических мощностей и одинаковых промывочных систем
угол износа будет одинаковым, т. е. линии износа будут параллельны.
208
Рис. 80. Интерпретация
кривой ^/-экспоненты
cL-экспонента.
Для долот с твердосплавным вооружением типа ИСМ и алмазных
долот линии износа в основном будут совпадать с линией нормального
уплотнения до тех пор, пока износ долот не станет настолько зна-
чительным, что это повлияет на эффективность разрушения забоя.
Вычислительный способ учета износа основан на модели износа
Е.М. Галле и X. П. Вудса [35]. Ими была предложена формула,
наиболее точно учитывающая степень износа каждого конкретного
долота в зависимости от его типа, в виде функции износа dp. С учетом
этого окончательная формула ^/-экспоненты представляет собой сле-
дующее выражение:
dp v
log------
18,3 n gradpnjl H
а. =----------------------
0,67 К рэкв
108 ~ir
(82)
209
где
б/=0,93з + 6и + 1;
4,805 IO-482 + 0,1 1811 8 + 1
Z ~ 0,31 X2 + 3X + 1
/7
X = 0,1291678 -;
G
8-конечный (прогнозный) износ долота; hs-текущая проходка на
долото; ts продолжительность бурения долотом.
Показатель Р зависит от типа долота (табл. 22).
Линия нормального уплотнения пород (тренд) может быть пред-
ставлена в виде уравнения прямой линии
log< = аН + Ь, (83)
где dn - ^-экспонента по линии нормального уплотнения; а, Ь- коэф-
фициенты линейной регрессии.
При графическом учете износа уравнением (83) должна быть
аппроксимирована линия износа каждого долбления. В данном случае,
как будет показано ниже, необязательно построение общего тренда.
Точность последующего расчета величины пластового давления
зависит от точности определения линии тренда. Расчет коэффициентов
а и b для линии тренда производится методом наименьших квадратов.
Они уточняются с получением каждого нового значения ds. Для
исключения аномальных отклонений от тренда, не связанных с поровым
давлением, слева и справа от тренда устанавливаются границы нор-
мальных отклонений (как правило, в пределах 5-10% dn\ случайные
точки, попавшие в эти пределы, в расчетах не используются (рис. 81).
При автоматическом расчете линии тренда в вычислительную машину
или микрокалькулятор должно быть введено не менее 25 точек, прежде
чем коэффициенты а и b можно считать верными. Иногда при частой
смене пород графическое визуальное определение линии тренда может
Таблица 22
Тип долота Группа твердости пород Показатель Р
Фрезерованные м, мс 0,6
с, ст 0,5
т 0,4
Штыревые М3 0,3
сз 0,2
тз, ткз 0,1
к, ок 0
Алмазные 0
210
Рис. 81. Определение ли-
нии нормального уплот-
нения dn по tZ-экспоненте
быть более объективным, чем автоматическая регрессия. В этих случаях
коэффициенты а и b рассчитываются по формулам:
а = [log (dnJdn у]/(Н2 -ЯД; (84)
b = logdn2-aHl. (85)
При подходе к предполагаемой зоне АВПД линия тренда экстра-
полируется в зону больших глубин. То же касается линии нормального
износа при графическом учете износа. Стабильное отклонение фак-
тических значений ^/-экспоненты от линии нормального уплотнения или
нормального износа означает начало переходной зоны. Аномальное
пластовое давление определяется по соотношению фактических зна-
чений J-экспоненты и ^/-экспоненты по линии нормального тренда, на
данной глубине. Б. Е. Итоном была предложена формула для расчета
пластовых давлений по ^/-экспоненте:
Л/Д1’2
grad рпл = grad р2- (grad р2- grad рпл н) 1 — 1 . (86)
W
В этой формуле при графическом учете износа в качестве dn
используется значение ^/-экспоненты по линии нормального износа, если
же износ учтен в формуле d^ то за dn принимается значение по линии
тренда.
Градиент горного давления может быть рассчитан по суммарному
весу покрывающих пород, т. е. по суммарному значению объемных
плотностей, либо прогнозных, либо определяемых по шламу и керну.
Кроме того, плотность может быть рассчитана по данным электри-
ческого, плотностного или акустического каротажа.
Как видно из структуры формулы (86), по ней определяется ано-
мальное поровое давление в неуплотненных глинах по степени роста
механической скорости проходки вследствие снижения прочности пород
(уменьшения скелетного давления). Для определения аномальных
211
пластовых давлений в твердых породах, у которых отсутствует по-
добный эффект уплотнения и разуплотнения, характерный для глин, эта
формула не пригодна. В данном случае наибольшее влияние на скорость
проходки, а следовательно, и на d-экспоненту будет оказывать снижение
дифференциального давления за счет роста пластового. За степень это1 о
влияния с известной долей погрешности, полагая пластовое давление
неизменным, можно принять Степень влияния давления в скважине, т. е.
степень влияния плотности бурового раствора. Как уже было сказано
ранее, зависимость d =/(р) имеет степенной характер, т.е.
^1/^2=(P1/P2)C. (87)
где и d2~значения неисправленной d-экспоненты; pt и р2-соот-
ветствующие плотности бурового раствора; С-показатель степени,
характеризующий влияние плотности раствора (или дифференциального
давления) на d-экспоненту.
Коэффициент С необходимо определять для каждой конкретной
группы скважин месторождения, характеризующихся аналогичными
технологиями бурения и промывки в интервалах изменения раствора.
Расчеты желательны при приближении к зоне АВПД, а также в самой
зоне. С ростом глубины и количества скважин коэффициент должен
уточняться.
Исходя из уравнения (87), формула для расчета пластового давления
по данному методу примет вид:
grad/?nn = рэк„(</р/</ф)1/с, (88)
где рэкв-эквивалентная плотность раствора; d^,-фактическое значение
d-экспоненты; dp-значение d-экспоненты в условиях равновесия (при
grad/?nJI = рэкв).
Значение dp можно определит ь для какой-либо точки пласта,
в которой известно пластовое давление (например, было проведено
пластовое испытание или давление рассчитано по избыточному дав-
лению при герметизации устья, либо приблизительно для интервала
сильного газирования раствора, принимая, что в данном интервале
режим бурения приближен к равновесному). Иногда за пластовое
давление можно принять величину давления в скважине при подъеме
инструмента, если эффектом свабирования вызвано поступление флюида
из пласта. В любом из этих случаев равновесная d-экспонента опре-
деляется из уравнения
= (егас1рпл/рэкв)сс7, (89)
где grad рпл - градиент известного пластового давления в данном ин-
тервале пласта; d и рэкв-фактическое значение d-экспоненты и экви-
валентная плотность раствора в том же интервале.
Иногда возникает необходимость оценки пластовых давлений в зоне
АВПД при отсутствии информации по вышележащей переходной зоне.
212
Как показал анализ, сделанный по нескольким скважинам месторожде-
ния Тенгиз, данная задача может быть решена путем первоначального
набора точек и их аппроксимации логарифмической зависимостью от
глубины. В самых неблагоприятных условиях коэффициент а из урав-
нения (85) достоверно определяется при наличии 100 точек, после чего
можно считать линию изменения градиентов давления верной и прогно-
зировать ее на большую глубину. Для определения коэффициента b из
того же уравнения необходима привязка к какой-либо точке пласта
с известным пластовым давлением. Если нет прямого замера глубинным
манометром, можно использовать ряд косвенных методов определения
пластового давления, как было указано выше. После оценки коэф-
фициента Ъ можно рассчитывать пластовые давления методом d-
экспоненты.
Аппроксимация логарифмической зависимостью довольно точно
отражает изменение градиента давления с глубиной, что позволяет
корректировать плотность бурового раствора.
На рис. 82 приведен пример определения пластового давления
данным методом по скв. 44 месторождения Тенгиз. Сравнение по-
лученных данных с данными пластовых испытаний показало хорошую
сходимость направления изменения градиентов, но разброс значений
оказался довольно значительным, что явилось следствием как неод-
нородности пласта, так и нестабильности режимных параметров бу-
рения.
Метод d-экспоненты уже достаточно хорошо апробирован в нашей
стране и широко применяется как в описанном виде, так и в различных
модификациях, которые касаются главным образом нормализации
скорости проходки. Эта нормализация наиболее эффективна в условиях
объемного разрушения породы и колебаний режимных параметров
в небольших пределах. Чувствительность метода большей частью
зависит от дифференциального давления. При давлении между сква-
жиной и пластом более 4 МПа чувствительность метода настолько
снижается, что им можно пользоваться лишь как индикатором. По-
грешность метода нормализации будет зависеть от погрешности опре-
деления исходных параметров (скорости проходки, нагрузки на долото,
числа оборотов ротора), а также используемой модели. Данная модель
наиболее хорошо отвечает условиям бурения в мягких пластичных
породах, в которых степень влияния нагрузки на долото на скорость
проходки есть функция свойств породы. Использование этой модели для
твердых пород также возможно, но при этом необходимо поддерживать
режимные параметры бурения неизменными.
Погрешность определения величины поровых давлений по данному
методу будет определяться точностью построения линии нормального
уплотнения (линии нормального износа), для чего требуется тщательный
учет износа долота и литологического состава породы.
Метод cr-log по физической основе аналогичен методу d-экспоненты.
Отличается данный метод моделью нормализации, заложенной в него,
а также способом определения пластового давления.
213
Рис. 82. Пример определе-
ния пластового давления
по скв. 44 месторождения
Тенгиз
Метод cr-log был разработан Итальянским нефтяным институтом
с целью выделения пластов с аномальным давлением в породах,
сложенных песчаниками, мергелями, карбонатами.
В основу метода cr-log П. Беллоти [34] положил механическое
сопротивление пород. Экспериментальное изучение процессов разру-
шения позволило вывести следующее уравнение для скорости бурения
в твердых породах:
v = (H/a2)n(W/D)2. (90)
Из этого уравнения получают основное уравнение для o-log:
г- IV0-5 П0-25
Jo, =------------+ 0,028(7 — 0,001 //). (91)
V ' D - 0,25
Поправка основного уравнения на дифференциальное давление дает
параметр прочности горной породы:
= (92)
где К-функция дифференциального давления.
Полученные значения параметра прочности горных пород строятся
на графике в зависимости от глубины. Точки, расположенные слева от
результирующей кривой, показывают пористые породы, а справа-
непроницаемые^зоны (в основном глинистые породы). Общая тенденция
изменения V с глубиной выражается в виде прямой линии, которая
представляет собой эталонную прочность горных пород под нормаль-
ным давлением. Уравнение для тренда имеет вид
у/(5г = аН + Ь,
где ^/сгг - значение параметра на линии нормального тренда.
Построение тренда, расчет коэффициентов а и b производятся
аналогично таковым в методе d-экспоненты.
Если кривая прочности горной породы отклоняется влево от
эталонной прямой, это означает вход в зону АВПД (рис. 83). При этом
необходимо учитывать не только возможные отклонения от нормаль-
ного режима бурения, но и влияние износа долота, поскольку он не учтен
в формуле (92).
Градиент пластового давления равен градиенту нормального гидро-
статического давления, когда его значения находятся справа от тренда.
При отклонении влево градиент пластового давления рассчитывается по
формуле
20 (1
gradpnJI = рэнв--------------------=- —. (93)
К ( 2 - J<Vj/o,) Н
J<3, ' /
215
Рис. 83. Интерпретация
кривой ст log
АВ смещение 1ренда согласно
смещению CD на кривой ^/о,
Метод ст-log может быть использован также для оценки общей
пористости пород.
При интерпретации кривых a log возникает необходимость произ-
водить сдвиги тренда. Сдвиги, характеризующиеся изменением коэф-
фициента b в уравнении линии тренда, могут быть вызваны разными
причинами:
1) геологическими-складки, несогласное напластование, изменение'
литологии и т. п.;
2) технологическими - другой тип долота, отбор керна, другой способ
бурения, значительное изменение режима бурения и т.д.;
3) случайными-гидроразрыв пласта, зашламление забоя, скопление
на забое металла и т.д.
Первоначальная графическая интерпретация производится путем
вычерчивания огибающей у/<з0 фактических значений по правым край-
ним точкам, которая может быть кривой линией или состоять из
сегментов (рис. 83). Затем строятся линии нормального износа отдельно
для каждого долбления аналогично построениям^о методу б/-экспо-
ненты. Соотношение фактических значений \/<з0 и значений ^/сзг
по линии нормального износа есть функция пластового давления
[см. формулу (89)].
Для сдвига тренда используется следующее соотношение:
л/ст/ДА? = Jo? =
^/ст;4 = аН + /?;
у/of = аН -I- Ь2\ Ь2 = у/of — аН.
Метод a-log достаточно хорошо апробирован за рубежом и показал
216
хорошие результаты. В нашей стране он не нашел еще большого
применения, но первые результаты опробования уже позволяют судить
о его возможном использовании при бурении твердых пород.
На рис. 84 представлен график изменения су-log и градиентов
давления по данному методу в скв. 44 месторождения Тенгиз.
Линия изменения градиентов, как и ^/-экспонента, достаточно хорошо
отражает тенденцию изменения градиента с глубиной, но разброс
значений еще более велик, чем по ^/-экспоненты. Объясняется это тем,
что в данном методе не учитывается износ долота.
Использование любого метода количественной оценки пластовых
давлений требует постоянной корректировки, если появляется возмож-
ность оценить эти давления более точно. При наличии фильтрации из
скважин в пласт или обратной фильтрации флюида создаются условия
для более точной оценки пластовых давлений.
В условиях поглощения за пластовое давление можно с некоторым
приближением принять давление начала поглощения, определенное
одним из способов, изложенных выше. В данном случае длй избежания
грубой ошибки в оценке давления следует сделать поправку на фильтра-
ционно-емкостные свойства поглощающего пласта. Если пласт пред-
ставлен трещинно-кавернозными породами, то можно с большой долей
вероятности сказать, что давление в пласте равно давлению начала
поглощения, т. е. давлению, которое было в скважине на момент начала
поглощения. Если же поглощающая среда является мелко- или средне-
пористой, то пластовое давление будет не выше давления начала
поглощения, причем запас давления будет тем выше, чем более
мелкопористая среда и, следовательно, более быстрая кольматация
пласта. Визуально это определяется по виду кривой уровня в емкостях.
Кроме того, анализ шлама и керна позволит уточнить фильтрацион-
но-емкостные свойства и ограничить величину пластового давления.
Давление в скважине в любой момент времени, в частности на начало
поглощения, будет складываться из гидростатического и различных
составляющих гидродинамических давлений, которые в свою очередь
зависят от операции, проводимой в Скважине, и может быть определено
следующим образом:
1) . нет циркуляции, нет движения инструмента: рскв = ррг;
2) промывка, бурение: рскв = ргс + Дрк п;
3) спуск инструмента: рскв = ргс + Дрпоршн;
4) подъем инструмента: рскв = ргс - Д/?сва6;
5) движение инструмента с циркуляцией: рскв = ргс ± Дрсва6/поршн + рк.„;
6) проработка: рскв = ргс + Дрк п + Д/>прора6;
7) запуск насосов: рскп = ргс + А/?пулъс, где &Р~гидродинамические
потери давления: Аркп-в кольцевом пространстве; Арпоршн-при спуске;
Арсваб при подъеме; А/?прораб-при спуске для скорости, равной скорости
проработки; Арпульс - пульсации при запуске насосов.
Аналогичный способ создания различных давлений в скважине
и замеров интенсивности фильтрации можно использовать в условиях
притока. Теоретически для его применения нет ограничений, но по-
217
Рис. 84. Пример определения АВПД
по скв. 44 месторождения Тенгиз
4150
4160
4170
4180
4190
4200
4210
4220
4230
4240
4250
4260
4270
4280
4290
4300
4310
4320
4330
4340
4350
4360
4370
ГК grad Рпл
0,5 1,0 1,5 2,0 1,61,8 2JJ 2,2
скольку поступление флюида связано с угрозой выброса, формирование
фильтрации снятием гидродинамической составляющей давления в
скважине на достаточное время может быть опасным. Если пред-
полагаемый приток не несет угрозу выброса, то в данном случае
пластовое давление определится по той же формуле (63), где Qt -ин-
тенсивность притока в условиях циркуляции; 22-то же, без циркуляции.
В случае, когда необходимо герметизировать устье, пластовое
давление определяется по избыточному давлению в трубах: рпл =
Ризб.Т Ргс*
Избыточное давление в трубах /?изб т, как и в колонне, регистрируется
после стабилизации давления (не более чем через 10-15 мин при
хороших коллекторских свойствах пласта, при этом не рекомендуется
наблюдать за давлением больше 10 мин, так как последующее всплытие
газа может исказить показания манометров).
§ 3. Прогноз пластовых давлений на большую глубину
Оперативный прогноз пластовых давлений на большую глубину не-
обходим для корректирования технологии бурения* и плотности бу-
рового раствора. Прогноз проводится путем построения графика
изменения градиента давления с глубиной и экстраполяции его ниже
фактического забоя скважины. В конце каждого долбления с учетом
результатов ГТМ и выполненных по ним методами <У-экспоненты, с-log
и методами фильтрации расчетов пластовых давлений во вскрытой
части разреза осуществляется прогноз давлений ниже достигнутого
забоя на 25-50 м. Для прогноза давлений согласно большому опыту
подобных работ под руководством Б. Л. Александрова на скважинах
объединения «Грознефть» рекомендуется проводить на зависимости
gradрпл = f (Н) две оконтуривающие кривые по максимальным и ми-
нимальным значениям градиентов давлений, а затем эти кривые
экстраполировать ниже фактического забоя. Оконтуривающая линия по
максимальным значениям градиентов соответствует поровому давле-
нию в срединных частях глинистых интервалов, а линия, проведенная по
минимальным значениям, соответствует усредненному изменению плас-
товых давлений в хороших коллекторах. Истинное давление будет
находиться между максимальными и минимальными величинами. По
мере получения фактических значений давлений линии градиентов
уточняются. При небольшом разбросе значений градиентов (не более
5-10%) экстраполяция градиента может проводиться на большую
глубину, но обычно не более чем на 100 м. По прогнозной линии
градиентов можно прогнозировать глубину спуска обсадной колонны
и изменение плотности раствора.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Из изложенного видно, что геолого-геохимические исследования прочно
заняли свое место на различных этапах_поисково-разведочного процесса,
являясь иногда единственным источником информации о геологическом
строении и перспективности разреза для принятия оперативных решений
в процессе бурения. Наибольшей эффективностью геолого-геохими-
ческие исследования обладают при комплексировании оперативных
и лабораторно-стационарных исследований шлама, керна и пластовых
флюидов. Важное место при прогнозировании глубин и идентификации
перспективных пластов отводится составлению эталонно-прогнозных
моделей различного назначения.
Качественный скачок в получении информации может иметь место
при использовании новых методов анализа-ИК-спектрометрии, ана-
лиза сорбированных углеводородных газов, пиролиза и др. Особен-
ность применения этих методов заключается в возможности получения
информации в форме, удобной для обработки на ЭВМ. Последнее при
наличии автоматизированного рабочего места (АРМ) геолога, позво-
ляющего хранить и обрабатывать основной объем геолого-геофизи-
ческой и геохимической информации, имеющейся по данному району,
‘позволит создать элементы машинной интерпретации, которые при-
дадут рекомендациям геолога большую обоснованность и достовер-
ность. Не потеряли актуальность и методы количественной интер-
претации, основанные на расчете остаточной нефтенасыщенности и
изучении этого параметра в различно насыщенных коллекторах.
Совместное использование данных этих методов с данными литолого-
петрофизических исследований щлама и керна позволило создать новую
технологию работ, регламентирующую геолого-геохимические иссле-
дования и испытания в открытом стволе и позволяющую значительно
расширить круг решаемых ГТИ задач. Отдельные элементы этой
технологии опробованы на ряде предприятий ассоциации «Нефтегаз-
геофизика» и рекомендуются к освоению в промышленных масштабах.
Технологические исследования позволяют получать информацию
о ходе бурения и процессах, происходящих в скважине и пласте. Без их
использования в настоящее время невозможно обеспечение безаварий-
ной и рациональной проводки скважин.
Таким образом, даже при современном технико-методическом обес-
печении возможно получение значительного эффекта от работы станции
ГТИ. Однако полностью потенциальные возможности службы можно
реализовать лишь при коренной реорганизации всего процесса разведки
нефти и газа, когда все звенья его будут заинтересованы в получении
качественной и достоверной информации о нефтегазоносности разреза.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Александров Б. Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных
бассейнах.-М.: Недра, 1987.-215 с.
2. А. с. 1254144. СССР, МКИ2, Е 21 В 47/00. Способ определения литоло-
гического разреза скважин в процессе -бурения/А. С. Моисеенко, Т. В. Кры-
лова, И. Г. Мельников, Л.М. Чекалин, Б. А. Головин (СССР).-№ 3878119/22
03; Заявлено 05.04.85; Опубл. 30.08.86, Бюл. № 32. -2 с.
3. А. с. 517867 СССР, МКИ3 G 01 V 9/00//Е 21 В 47/00. Способ газометрии
скважин /П. В. Михальков (СССР).-№ 1970867/26-25; Заявлено 20.11.73;
Опубл. 15.06.76, Бюл. № 22. 2 с.
4. Булатов А. И., Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению: В 2т. М.:
Недра, 1985.-Т. 1.-41Д с.; Т.2. 192с.
5. Вендельштейн Б. Ю., Ильинский В. М., Лимбергер Ю. А. и др. Исследования
в открытом стволе нефтяных и газовых скважин. М: Недра, 1984-280 с.
6. Геолого-технологический контроль в процессе бурения: Методическое ру-
ководство. Уфа: изд. ВНИИНПГ, 1982. 45 с.
7. Добрынин В. М., Серебряков В. А. Геолого-геофизические методы прогнози-
рования аномальных пластовых давлений. М.: Недра, 1989.-286 с.
8. Кондратов Л. С., Ершова М.В. Углеводородные газы горных пород в связи
с использованием при поисках полезных ископаемых //Изв. вузов. Сер.
Геология и разведка. 1986. № 7. С. 123 126.
9. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников
и инженеров. М.: Наука, 1978. 600 с.
10. КоцерубаЛ.А. Методы насыщения пород-коллекторов окрашенными смо-
лами. М.: Недра, 1977. 95 с.
11. Логвиненко Н. В. Петрография осадочных пород.-М.: Высшая школа,
1984.-400 с.
12. Махов А. А. Информационно-измерительная система инфракрасного спект-
рального анализа керна и шлама в процессе бурения скважин: Дис. канд. техн,
наук: 05.11.16. Защищена 09.11.85.-М., 1985.-231 с.
13. Моисеенко А. С. Информационно-измерительные системы промысловой гео-
физики: Учеб, пособие. М.: Недра, 1977. 63 с.
14. Моисеенко А. С., Киселев С. Б., Лукьянов Э.Е. Обнаружение жидких углево-
дородов в промывочной жидкости бурящихся скважин методом инфра-
красной спектрометрии //Изв. вузов. Сер. Геология и разведка. 1984. № 7.
С. 168-169.
15. НапокаИ.Н. Восстановление выборочных совокупностей данных керновых
исследований //Нефтяная и газовая промышленность. 1986.-№ 2. С.
22 25.
16. Нестерова Т. Н., Дудников В. И. Способ оптимизации нагрузки на долото
//Труды ин-та /ВНИИнефтепромгеофизика. 1990.-Вып. 20. С. 18 23.
17. Нестерова Т.Н., Концев С.П. Метод оперативной оценки пластового давле-
ния и предупреждения осложнений в процессе бурения по результатам ГТИ
//Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1985. № 12. С. 26- 29.
18. Озеренко А.Ф. Купцов А. К., Булатов А. И. и др. Предупреждение и ликви-
дация газо- и нсфтспроявлений при бурении скважин.-М.: Недра, 1978. 279 с.
19. Пустовойтенко И. Е., Селъвощук А. М. Справочник мастера по сложным
буровым работам.-М.: Недра, 1985. 350 с.
20. Резниченко И. Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов.
М.: Недра, 1982. 230 с.
21. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов М.Л., Белов А. С. Испытание скважин в процессе
бурения.-М.: Недра, 1982. 310 с.
22. Струговец Е.Т., Нестерова Т. Н. Контроль за пластовым давлением по
параметрам режима бурения: Реф. науч.-техн. сб. Сер. Бурение /Мин-во нефт.
пром-сти; ВНИИОЭНГ. М., 1983. № 7. С. 5 6.
221
23. Струговец Е. Т, Нестерова Т. Н. Прогнозирование пластовых давлений по
параметрам бурения //Нефтяное хозяйство. 1984. № 10. С. 22 25.
24. Сухоносов Г. Д., Шакиров А. Ф., Усачев Е.П. Справочник по испытанию
необсаженных скважин. М.: Недра, 1985.-385 с.
25. Технические требования на подготовку скважин к проведению геолого-
технологического контроля и осуществлению геохимических, геофизических
и гидродинамических исследований в бурящихся скважинах. РД 39-4-220-79.
26. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти: Пер. с англ.-М.:
Мир, 1981.-501 с.
27. Фертль У. X. Аномальные пластовые давления: Пер. с англ.-М.: Недра,
1980. 398 с.
28. Физико-химические основы прямых поисков залежей нефти и газа /Под ред.
Е. В. Каруса.-М.: Недра, 1986. 282 с.
29. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа: Пер. с англ. М.: Мир,
1982. 492 с.
30. Шакиров А.Ф. Каротаж, испытания, перфорация, торпедирование скважин.
М.: Недра, I987.-299 с.
31. Шакиров А.Ф., Портнов В. И. Опробование и испытание скважин в процессе
бурения.-М.: Недра, 1985. 200 с.
32. Шевцов В. Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении
глубоких скважин. М.: Недра, 1988. 200 с.
33. Шерстнев Н. М., Расизаде И. И., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликви-
дация осложнений в бурении. М.: Недра, 1979. 304 с.
34. Belloti Р., Geassa D. Pressure evaluation improves drilling programs. Oil and
Gas.-1978.-Vol. 76.-N 37.
35. Halle E. M., Woods H. P. Dest constant bit wiegt and rotary speed for minimum
drilling cost. - Oil and Gas. 1963. Vol. 61(41).
36. Zamora M. Slide-rule correlation aids “d”-exponent use. Oil and Gas. 1972.-Vol.
70. N 51.
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение 1
Цели, задачи, информативные параметры и методы анализа при ГТИ на регионально-поисковом и разведочном этапах
геологоразведочных работ на нефть и газ
Цели Задачи Критерии по задачам Информативные napaMeipu Градации и граничные значения Методы анализа Э1аны
Опера I ивные С1ационарные Дуальные
1. Изучение общих черт геологическо- го строения 1.1. Литоло- гическое расчленение 1.1.1. Выде- ление и клас- сификация: песчано- алеврито- вых пород Разве- дочный и регио- нально- поиско- вый
Структура: гру- бообломочная, крупно-, средне-, мелкозернистая Классификация по соотношению минеральных со- ставляющих: кварцевые, олиго- миктовые, поли- миктовые Размер зе- рен, мм Содержание, %: кварца полевых шпатов полевых шпатов и слюд 1, 0,1, 0,01, 0,005 95 10-40 40 Визуально-ин- струменталь- ные Визуально-ин- струменталь- ные Определения в шлифах Определения в шлифах, гамма-спект- рометрия Г рануло- метричес- кий анализ
карбонат- ных пород Структура: круп- но-, средне-, мел- ко-, тонко-, мик- розернистая Размер зе- рен, мм 0,5; 0,1; 0,05, 0,01 Визуально-ин- струменталь- ные Определения в шлифах
у
Це.1и Задачи Кригерии по задачам Информа гивные парамефы Градации и граничные значения
Соотношение ми- неральных со- ставляющих: известняк доломиты мергели Содержание, %: кальцита доломита 50 50
ГЛИНИСТЫХ пород Соотношение ми- неральных со- ставляющих: глинистые монтморилло- нитовые каолинитовые гидрослюдис- тые Содержание, О/ . /0. глин монтмо- риллонита каолина гидрослюд 50 50 50 50
вулкано- генно оса- дочных пород Туфы, туффиты, туфогенные породы Содержание, %, пиро- кластиЧеско- материала 90, 30, 10
сульфатно- галоген- ных пород Структура: крис- талличсски-зер- нистая (мелко-, тонко-, средне- зернистая), брус- ковидная (для ангидритов) Размер зе- рен, мм
Продолжение при лож. I
ЭI аны
Mei оды анализа
Опера I ивные Стационарные Детальные
Реакция с НС1 (карбонато- мср) ИКС Рентгено- минерало- гический анализ
Визуально-ин- струменталь- ные окраши- вающие хими- ческие реакции икс Грануло- метрия, рентгено- структур- ный ана- лиз
Визуально-ин- струменталь- ные
Визуально-ин- струменталь- ные икс Химичес- кие реак- ции
1.2. Опреде- ление фаци- альной при- надлежнос- ти пород Текстура. Харак- тер распределе- ния структуры и текстуры по раз- резу Соотноше- ние и форма распределе- ния мине- ральных компонентов
1.3. Опреде- ние мощно- сти однород- ных пачек Отметка кровли и подошвы одно- родного интерва- ла ‘ Механичес- кая скорость гмех, м/мин
1.4. Опреде- ление воз- раста Г еохронологичес- кая шкала Руководящая фауна
2. Определе- ние наличия зон, благо- приятных для нефтегазона- копления 2.1. Выделе- ние систем покрышка коллектор: покрышка Мощность Литология (для глинистых пород) Давление про- рыва См. п. 1.1: содержание глин, %; ве- личина дав- ления про- рыва, МПа
коллектор Пористость шлама к п.о.ш
Визуально-ин- струменталь- ные Сопоставле- ние данных ГТИ и ГИС
0,2 1 Регистрация п мех Сопоставле- ние гмех с данными ГИС
Не огра- ничива- ется Корреляция по ГТИ и ГИС разрезов сква- жин Палеонто- логический анализ
Зависят от типа порис- тости и литоло- гии Визуально-ин- струменталь- ный, гидроста- тическое взве- шивание (на торсионных весах) ЯМР, гидро- статическо- го взвешива- ния с обра- боткой рас- пределения методами математи- ческой ста- тистики Определе- ние давле- ния про- рыва
Метод Преобра- женского Центрифу- гирование
226
Цели Задачи Критерии по задачам 1 Информативные параметры Градации и граничные значения
Пористость керна к п.о.к
Наличие притока Q, м3/сут
Литология
Проницаемость керна, шлама Газопрони- цаемость по керну 0,01 мкм2 х X ИГ1
Проницаемость пласта Порометри- ческая харак- теристика шлама, керна
Тип коллектора Гранулярный трещинный каверновый
3. Определе- ние наличия 3.1. Выявле- ние следов Содержание сво- бодных или сор-
Продолжение при гож. 1
Методы анализа Этапы
Оперативные Стационарные Дегальные
Исследования испытателями пластов на трубах, опро- бование плас- тов на кабеле Солевой ана- лиз и ТВД проб ИПТ, ОПК Опробова- ние в ко- лонне
Ртутная по- рометрия
Определение проницаемос- ти по зонду проницаемое- ти, ИПТ, ОПК Определение газопроница- емости
Анализ ТВД Опробова- ние в ко- лонне
Визуально-ин- струменталь- ный Комплекси- рование ГИС и ГТИ
Газовый каро- таж Анализ сор- бированных Пиролиз по методу
залежи неф- ти или газа миграции УВ бированных УВ (соотношение эпи- и сингене- тичных УВ)
3.2. Опреде- ление харак- тера насыще- ния коллек- торов Содержание неф- ти, газа, воды в породе Содержание нефти, воды в шламе или керне
-- • Содержание С,-С6 в бу- ровом раст- воре, шламе По ме- тодике коли- чествен- ной ин- терпре- тации или па- леткам раздель- ного анализа газа
Содержание нефти, газа, воды в про- бах, испыта- ние пластов на грубах, ОПК, баллы
м
газов «Рок-Эвал» [26]
«Сухая» пере- гонка керна, шлама Анализ в ап- парате ЗАКСа, ИКС
Газовый каро- таж 1 Исследова- ние сорби- рованных УВ
Работы с ИПТ, ОПК и исследование проб термова- куумной дега- зацией Солевой и газовый ана- лиз проб, испытания пластов на трубах
Це j и Задачи Кртерии по задачам Информагивные параметры Град, inn и граничные значения
3.3. Опреде- ление содер- жания и сте- пени под- вижности У В Цвет и форма люминесцирую- щею пятна
4. Оптимиза- ция режима бурения 4.1. Изуче- ние физико- механических свойств раз- буриваемых пород Изучение физико- механических свойств образцов шлама, керна Твердость, плотность, абразивность
Определение тех- нологических па- раметров 1’Мех< КРУТЯ- ЩИЙ момент на роторе, осевая на- грузка
5. Обеспече- ние безаварий- ной проходки скважин и оп- тимальных ре- жимов вскры- тия пластов Определение и прогнози- рование зон АВПД Величина поро- вого давления по методу эквива- лентных глубин Плотность, пористость керна, шламд Откло- нение от ли- нии нор- маль- ного уплот- нения
Продолжение прилож. 1
Методы анализа Э|апы ч
Опера 1ИВНЫС CiaiiHonapiibie Дегальные
Люминесценг- но-битумино- логический анализ
Определение твердости, абразивности с помощью ПШ-1 ИКС
Регистрация технологичес- ких парамет- ров Обобщение данных по технологии бурения
Определение кп на торсион- ных весах Определение кп методом Преображен- ского
- Температура t на выходе, входе, содер- жание свя- занной воды, "мех (Норма- лизованная), газонефтеби- тумосодер- жание раст- вора, шлама; объем ПЖ
Фракцион- ный состав, количество и форма шлама
Характер минерализа- ции раствора
6. Подготовка параметров для подсчета запасов Отбор пред- ставительных образцов Вынос керна, %; интервал отбора образцов, см 80; 20-30 (не однотип- ный разрез), 50 (однород- ный разрез)
Исследова- ние образцов для подсчет- ных парамет- ров Открытая порис- тость, остаточная водонасыщен- ность, параметр пористости, эф- фективная порис-
Увели- чение газосо- держа- ния Регистрация температуры на выходе, входе; регист- рация С\ С6, газовый каро- таж, фильтра- ционный каро- таж ИКС
Увели- чение размера фракции Визуально-ин- струменталь- ный
Резистивимет- рия, химичес- кий анализ
Разве- дочный
По стандарт- ной методике По стан- дартной ме- тодике в ТБУ
230
Цели Задачи Критерии по задачам Информативные параметры
тость, газопрони- цаемость, пара- метр насыщения, скорость ультра- звука в породе и др.
Петрофизи- ческое обес- печение ГИС
7. Определе- ние наличия зон, благо- приятных для генерации нефти и газа (нефтемате- ринских голш) 7.1. Опреде- ление содер- жания орга- нического ве- щества и стс- пени его ка- тагенетичес- ких измене- ний Содержание ОВ Содержание Сорг, кг/т: ге- нетический потенциал
Степень зрелости ОВ Отражатель- ная способ- ность витри- нита, %
Цвет керо- гена
Продолжение прилож. 1
Градации и граничные значения Методы анализа Этапы
Оперативные Стационарные Дет альные
Зависимости керн керн и «керн и ГИС» •
2; нсфте- мате- ринская порода Пиролиз флу- оресценция по ХИКОКУ и ХУДУ [29] Пиролиз «Рок-Эвал» [26] Регио- нально- поиско- вый
0,45-1; генера- ция неф- ти, кон- денсата, газа Определе- ние- Ro [26]
Определение цвета керогена по методу Стэплина [29]
8. Определе- ние регио- нальной неф- тегазонос- ности 8.1* Получе- ние геохими- ческой ин- формации о наличии неф- тегазоносных комплексов Признаки нали- чия залежи в гид- родинамически связанной пласто- вой системе Содержание бензола в пластовых водах, мг/л 0,5
9. Определе- ние протя- женности продуктив- ной зоны 9.1. Опреде- ление генети- ческой при- надлежности нефти Соответствие по происхождению нефти данного месторождения нефтям близлежа- щих месторожде- ний Соотноше- ние микро- элементов
Соотноше- ние УВ
-5 Анализ пластовых вод
ИКС Спектраль- ный анализ зольного остатка
Газожид- костная хромато- графия
Приложение 2
Тип газа по условиям
его нахождения
Гене1ический 1ип 1аза, условия нахождения
в природе, физико-химическая характеристика
Усдеводородный cociau.
Газы земной по-
верхности:
а) газы почвы
б) болотные,
торфяные и дру-
гие газы поверх-
ностных отложе-
ний
Газы газовых ме-
сторождений
Биохимического происхождения
В свободном состоянии, сорбиро-
ванные породой, растворенные в
воде
Газ, растворен-
ный в нефти
Газ, растворен-
ный в нефти
Газ, растворен-
ный в воде
1. Газы образовались в глубинных
газоматсринских породах. Газовые
залежи генетически не связаны с
нефтью и распространены в районах
отсутствия или незначительной неф-
теносности
2. Газы генетически связаны с неф-
тью. Газовые залежи расположены
в районах развития нефтеносности
и представлены отдельными залежа-
ми или газовыми шапками в преде-
лах нефтяных залежей
1. Нефтяная залежь полностью на-
сышена газом р„„/рнас = 1
2. Нефтяная залежь недонасыщена
газом, рап рИ„с = 2
3. Нефтяная залежь недонасыщена
газом, pnJpH,c = 3
4. Нефтяная залежь недонасыщена
газом, ряя1рте = 4
1. Пластовая вода контактирует с
поверхностными газами биохими-
ческого происхождения
2. Пластовые воды контактируют
с газовыми залежами, генетически
не связанными с нефтяными зале-
жами
3. Пластовые воды контактируют
с газовыми залежами, генетически
связанными с нефтяными залежами
4. Пластовые воды контактируют
с нефтяной залежью при рпл !рНЛС = 1
5. Пластовые воды контактируют
с нефтяной залежью при рпЛ/рНЛС = 2
6. Пластовые воды контактируют
с нефтяной залежью при рп„/рнас = 3
7. Пластовые воды контактируют
с нефтяной залежью при рпп/рнлс
СН4 100; иногда
встречаются примеси
более тяжелых yi.ie-
водородов с конпен!-
рацией 10 2 10 3
СН4 98,9-87,7. С,Н(
0,5 0,1, С3Н8 6,4'
0,04, С4Н10 0,6-0,05.
С5Н12 0,6 0,05
СН4 94-82, СЛ,
4 2, С3Н8 1,9-0,9.
С4Н10 0,95 0,32.
С5Н12 0,78 0,2
СН4 90-82, SC„H? f ,
10 18
СН4 61 47, SC„H2
39-53
СН4 37 50, LC„H, ,
63 50
СН4 5 47, ZC„H2 ,
67 53
СН4 100
СН4 99,9, ZC„H2n + 2
0,1
СН4 93 98,6,
Щ,Н2и + 2 6,2-1,4
СН4 84 96,5.
SC„H2n + 2 16 3,5
СН4 79.6-50.4,
ZQH2n + 2 20,4 49,6
СН4 72 41,7
СН4 71-36/
ХРОМАТЕРМОГРАММЫ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ
СУММАРНОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ
(РАСЧЕТНЫЕ)
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНОЙ
ГОРЮЧЕГО ГАЗА
ХРОМАТЕРМОГРАММЫ ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНОЙ
СУММАРНОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ ГОРЮЧЕГО ГАЗА
* (РАСЧЕТНЫЕ)
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
ХРОМАТЕРМОГРАММЫ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ РАЗЛИЧНОЙ СУМ-
МАРНОЙ КОНЦЕНТРАЦИИ ГОРЮЧЕГО ГАЗА
(РАСЧЕТНЫЕ)
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
ПРИЛОЖЕНИЕ /7
ПРИЛОЖЕНИЕ 13
ПРИЛОЖЕНИЕ 15
ПРИЛОЖЕНИЕ 16
Приложение 17
240
Классификация структур пустотного пространства пород-коллекторов
Тип структур пустот НОТО npocipanciea Форма основных ячеек (ПуСТО! ) Размер основных ячеек, мм Распределение основных ячеек Общая емкое 1Ь ячеек, %
Межзерновой Вытянутая (1:5) Поровый: средний, 0,3-0,1 мелкий, 0,1-0,03 тонкий, < 0,03 Равномерное изотропное Равномерное анизотропное (слойчатое) 11еравномерное Неравномерное очаговое Очень высокая, > 30 Высокая, 30 18 Пониженная, 18-10 Низкая, 10 7
Межзерновой Сферическая (1:3) Поровый: Равномерное изотропное Очень высокая, > 30
с внутризерно- вым Вытянутая (1:5) средний, 0,3-0,1 мелкий, 0,1—0,03 тонкий, < 0,03 Равномерное анизотропное (слойчатое) Неравномерное Неравномерное очаговое Высокая, 30-18 Пониженная, 18-10 Низкая, 10 7
Гантельный Сферическая (1:3) Каверновый, 5,0 Равномерное изотропное Высокая, 30 18
Вытянутая (1:5) Субкаверновый, 5,0 1,0 Поровый крупный, 1,0-0,3 Равномерное анизотропное (слойчатое) Неравномерное Неравномерное очаговое Пониженная, 18 10 Низкая, 10-7 Очень низкая, 7 3
Губчатый Сферическая (1:3) Вытянутая (1:5) Субкаверновый 5,0 1,0 Поровый: крупный 1,0 0,3 средний 0,3 0,1 Равномерное изотропное Равномерное анизотропное (слойчатое) Неравномерное Неравномерное очаговое Очень высокая, > 30 Высокая, 30-18 Пониженная, 18 10 Низкая, 10 7
Трещинный Щслсвидная (1:10) Трещинный: с раскрытостью 0,03-0,025 0,025 0,02 Густая сеть трещин различных направлений Ориентированная система трещин Одиночные трещины Средняя трещинная, 0,5 0,1 Низкая трещинная, < 0,1
Смешанный Сферическая Вытянутая Щелевидная Каверновый, > 5,0 Субкаверновый, 5,0 1,0 Поровый: крупный, 1,0 0,3 средний, 0,3-0,1 мелкий, 0,1-0,03 тонкий, < 0,03 Равномерное изотропное Равномерное анизотропное (слойчатое) Неравномерное Неравномерное очаговое Ориентированная система трещин Одиночные трещины Очень высокая, > 30 Высокая, 30 18 Пониженная, 18 10 Низкая, 10 7 Очень низкая, 7 3
ОГЛАВЛЕНИЕ
Введение ......................................................... 3
Часть первая. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ................................................ 7
Глава I. Структура и функциональная схема технологии ГТИ на раз-
личных этапах геологоразведочных работ............................ 7
§ 1. Литолого-стратиграфическое расчленение разреза и корректировка
геологического строения разреза в точке бурения скважины............ 11
§ 2. Количественное определение АВПД по данным исследования керна
и шлама.......................................................... 34
§ 3. Обеспечение оптимального режима вскрытия перспективного пласта
и определение момента вскрытия потенциально перспективного пласта . . 39
§ 4. Оценка характера насыщения перспективных участков разреза ... 51
Глава II. Стационарно-лабораторный этап ГТИ при изучении нефтега-
зоносности разреза............................................... 72
§ 1. ИК-спектрометрический метод................................. 73
§ 2. Гамма-спектрометрический анализ............................. 88
§ 3. Методы оценки коллекторских свойств по шламу................ 89
§ 4. Исследование сорбированных углеводородных газов............. 97
§ 5. Оценка структурно-минералогических особенностей пород визуально-
оптическими методами................................................ 102
Глава 111. Некоторые перспективные для ГТИ методы литологического
расчленения разреза и оценки перспектив его нефтегазоносности....107
§ 1. Методика определения литологического состава пород по шламу
мелких фракций...................................................107
§ 2. Методика пиролитического анализа горных пород.............. 114
Глава IV. Исследование перспективных объектов разреза с помощью
испытателя пластов на трубах.................................... 118
§ 1. Назначение, устройство и принцип действия испытателя....... 119
§ 2. Технология испытания пластов............................... 124
§ 3. Экономические и технологические предпосылки влияния комплекса
ГТИ, работ с И ПТ и ГИС на строительство нефтяных и газовых скважин 137
Часть вторая. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ПРО-
ЦЕССЕ БУРЕНИЯ................................................... 139
Глава V. Структура и функциональная схема технологических иссле-
дований ........................................................ 139
§ 1. Комплекс методов ГТИ для предупреждения осложнений и аварий . . 139
§ 2. Оперативная оптимизация процесса бурения................... 169
§ 3. Технология оперативного анализа аномалий и оценки ситуации . . . 186
Глава VI. Контроль и прогноз пластовых давлений методами ихно-
логических исследований..........................................200
§ 1. Физические основы прогнозирования зон аномальных давлений 200
§ 2. Комплексный метод оценки пластовых давлений по данным ГТИ 204
§ 3. Прогноз пластовых давлений на большую глубину 219
Заключение ......................................................220
Список литературы................................................221
Приложения . -...................................................223
Сканирование - Беспалов
DjVu-кодирование - Беспалов