Геолого-технологические исследования в процессе бурения: Учебное пособие по дисциплине «Геофизические исследования скважин» по направлению 130200 - «Технологии геологической разведки» - Сковородников И.Г.

Автор: Сковородников И.Г.
Теги: прикладная геология и геофизика геологические методы поисков и разведки интерпретация результатов горное дело бурение скважин геофизика учебное пособие горная промышленность
Год: 2010
Похожие
Географические исследования скважин
Промысловая геофизика
Программы профессионального обучения по профессии бурильщик эксплуатационного и разведочного бурения скважин нефти 5 разряда
Основы бурения на нефть и газ
Текст
                    Федеральное агентство по образованию РФ ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет»ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯУчебное пособие по дисциплине «Геофизические исследования скважин» по направлению 130200 - «Технологии геологической разведки»Екатеринбург2010
УДК 550.832 (075.8)Сковородников И.Г. Геолого-технологические исследования в процессе бурения: Учебное пособие по дисциплине «Геофизические исследования скважин». Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2010., 60 с.Методическое пособие имеет цель познакомить студентов, обучающихся по направлению 130200 «Технологии геологической разведки» с новой отраслью исследований, сопровождающих бурение скважин на месторождениях нефти и газа, которые получили широкое распространение как в нашей стране, так и за рубежом.Рецензенты: зав. лабораторией промысловой геофизики ИГ УрО РАН, доктор геол.-мин. наук Г.В. Иголкина; профессор кафедры геофизики УГГУ, доктор геол.-мин. наук В.М. СапожниковПечатается по решению Редакционно-издательского совета Уральского государственного горного университета© Сковородников И.Г., 2010 © Уральский государственный горный университет, 2010
ПРЕДИСЛОВИЕБурильщикам было давно известно, что многие особенности бурового процесса (скорость проходки, расход бурового раствора, износ породоразрушающего наконечника и др.) зависят от характеристик разбуриваемых горных пород. Отсюда возникла идея использования параметров бурового процесса, а также свойств бурового раствора и шлама для изучения геологического разреза скважин в процессе бурения, т. е. идея ГТИ - геолого-технологических исследований.Впервые в мире методы, относящиеся к ГТИ, были применены в Советском Союзе еще до Великой Отечественной войны. Так, метод газометрии скважин был успешно осуществлен в 1934 г. М. И. Бальзамовым, метод механического каротажа - в 1933-36 гг. П. И. Левицким, а в 1937 г. В. Н. Дахнов разработал первый автоматический прибор для регистрации продолжительности проходки скважин.Позднее эти методы стали применяться в США и других странах.Роль и значение ГТИ особенно возросли в последние годы в связи с увеличением объемов бурения горизонтальных скважин (ГС).Бурение ГС представляет значительно более трудную задачу, чем бурение вертикальных или наклонных скважин: ведь нужно с поверхности земли попасть в продуктивный пласт, порой достаточно тонкий, который залегает на большой глубине, и пройти по нему 400-500 м ствола.По этой причине бурение горизонтальных скважин должно сопровождаться оперативным контролем положения ствола скважины как в пространстве, так и по отношению к тем геологическим образованиям, которые ею пересекаются. Отсюда и вытекает необходимость выполнения ГТИ - геолого-технологических исследований. Именно ГТИ дают возможность непосредственно в ходе бурения скважины изучить ее геологический разрез, уловить момент вскрытия пластов-коллекторов, определить их фильтрационно¬ емкостные свойства и состав насыщающих их флюидов, выявить зоны аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Кроме того, ГТИ позволяют оптимизировать процесс бурения, уменьшить риск возникновения аварий, повысить производительность буровых работ и снизить их стоимость.3
ВВЕДЕНИЕПараметры, регистрируемые при ГТИ в процессе буренияВ настоящее время при ГТИ осуществляется регистрация около 30 различных параметров, которые могут быть разделены на несколько групп:-	параметры, характеризующие технологический процесс бурения (продолжительность проходки скважины, вес бурового инструмента, частота вращения ротора, вращающий момент на роторе, давление промывочной жидкости (ПЖ), ее расход и уровень в емкостях и т. п.) - более полный перечень этих параметров приведен на рис. 1;-	свойства промывочной жидкости (плотность, вязкость, температура, электрическое сопротивление, объемная газонасыщенность и состав газов, выносимых промывочной жидкостью из скважины);-	свойства шлама горных пород (состав, плотность, газонасыщенность, пористость и т. п.).К числу параметров ГТИ относят также некоторые комплексные характеристики, основанные на нормализованной механической скорости бурения, а именно: ^/-экспонента; нормализованная ^/-экспонента, критическое сопротивление механическому разрушению акр, буровая прочность породы (Ах):7 log(F In) d= 6V мех—-, (1) log (G/D)= d&ad^норм	7	V у'У эквC-G^n о =	,	(3)V -Dмехгде Vuex - механическая скорость бурения;п - число оборотов долота за единицу времени;G - осевая нагрузка на долото;D - диаметр долота;grad Рт с - градиент нормального гидростатического давления; у экв - эквивалентная плотность промывочной жидкости;С - коэффициент износа долота; для нового долота полагают С = 2; для изношенного - С = 1.Характерная особенность ГТИ - это измерение некоторых параметров как на входе в скважину, так и на выходе из нее (расход ПЖ, ее плотность, удельное электрическое сопротивление, температура), что позволяет выявить воздействие на эти параметры вскрытых скважиной пластов и по этому воздействию судить о характере насыщения коллекторов, их фильтрационно¬ емкостных свойствах, пластовом давлении и пр.4
Рис. 1. Схема размещения оборудования на буровой при геолого-технологических исследованиях:I	- талевый канат; 2 - талевый блок; 3 - буровая вышка; 4 - крюк; 5 - буровой шланг; 6 - ведущая труба; 7 - желоб; 8 - буровой насос; 9 - двигатель насоса; 10 - обвязка насоса;II	- приемная емкость; 12 - бурильный замок; 13 - бурильная труба;14	- гидравлический забойный двигатель (при роторном бурении не устанавливается);15	- долото; 16 - ротор; 17 - лебедка; 18 - двигатель лебедки и ротора; 19 - вертлюг; 20 - станция ГТИ; 21 - приемная антенна радиоканала; 22 - датчик вибраций бурильной колонны с передающей антенной; 23 - дегазатор бурового раствораНиже будут описаны некоторые методы исследований, реализуемые в ГТИ, датчики, применяемые при их осуществлении, и геологические задачи, которые решаются с их помощью.Размещение датчиков ГТИ на буровой показано на рис. 1 (по В. В. Стрельченко, 2008).5
Глава 1. Методы исследования разрезов скважин, основанные на регистрации технологических параметров буренияИзмерение технологических параметров, перечень которых приведен на рис. 2, имеет целью, в первую очередь, контроль за процессом бурения, поэтому основные параметры выводятся на табло бурильщика.Однако значение технологических параметров этим не исчерпывается. На них базируется несколько методов исследования, с помощью которых можно изучать и прогнозировать геологический разрез скважины и изучать характеристики пересеченных скважиной горных пород.Рис. 2. Технологические параметры, измеряемые при ГТИ, и методы исследований, основанные на их использованииМетод продолжительности (скорости) буренияЭтот метод носит название механического каротажа. Он заключается в автоматической регистрации времени проходки определенного интервала скважины, имеющего фиксированную протяженность 0,1; 0,2; 0,4; 0,5; 1,0; 2,0 или 5,0 м. В случае, если этот интервал не превышает 1 м, метод называется детальным механическим каротажем - ДМК [8].Протяженность интервала (шаг квантования) выбирают, исходя из сложности геологического разреза: чем сложнее и неоднороднее разрез, тем меньше шаг квантования.6
Впервые прибор для автоматической регистрации продолжительности проходки был сконструирован в Советском Союзе в 1937 г. В. Н. Дахновым (1905 - 1984). За рубежом такие приборы появились значительно позднее.При одинаковых технических условиях бурения продолжительность проходки х, мин/м зависит от сопротивляемости горных пород их механическому разрушению, т.е. их прочности, которая характеризуется критическим сопротивлением механическому разрушению - акр.(4)где S - площадь опорной поверхности породоразрушающего наконечника (долота); остальные обозначения те же, что в (1-3).Таким образом, на продолжительность проходки влияет не только механическая прочность пород, но и технологические параметры, которые входят в формулу (4), а кроме них, и некоторые дополнительные факторы, такие как скорость циркуляции промывочной жидкости и ее свойства, степень очистки забоя от шлама и проч., учесть которые значительно сложнее.С целью минимизации этих влияний вводят в рассмотрение относительный параметр буримостиЛ* = —,	(5)^ОПгде Iј - продолжительность проходки исследуемого интервала, а топ - опорного пласта, представленного глинами и расположенного вблизи исследуемого.Поскольку режимные и технологические параметры при разбуривании исследуемого и опорного интервалов примерно одинаковы, то относительный параметр Ах оказывается свободным от их влияния.В карбонатном разрезе диаграммы Ах хорошо выделяют зоны трещиноватых и пористых известняков и доломитов (уменьшением Ах), в терригенном разрезе пониженными показаниями Ах характеризуются рыхлые и слабосцементированные песчаники, более высокими - глины и самыми большими - крепкосцементированные песчаники на известковом цементе.Данные механического каротажа хорошо коррелируются с диаграммами КС и ПС (рис. 3). Причиной этого служит пористость пород. Чем выше пористость, тем меньше механическая прочность и меньше продолжительность проходки, но тем меньше и КС (при условии насыщения пор водой), глубже аномалия ПС и больше относительная амплитуда потенциала ПС - параметрttnc-Совместное использование данных механического каротажа и метода ПС позволяет определить литологию пород (рис. 4).7
Изестняк Мергель ГлинаЛесяаник Пес&аник^ рыхлый плотныйРис. 3. Сопоставление данных механического каротажа с диаграммами электрических методов (по В. Н. Дахнову, 1982)Рис. 4. Классификация горных пород по буримости (Ат) и по относительной аномалии апс (по Э. Е. Лукьянову, 1979)
По диаграммам Ах можно также выделить зоны аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Как известно, пласты с АВПД разбуриваются быстрее, чем пласты с нормальным давлением. Для выделения зон АВПД удобнее всего использовать показания механического каротажа на пластах глин: в зонах АВПД показания Ах заметно ниже, чем на глинах, находящихся в условиях нормального пластового давления.Рассмотрим, каким образом выполняются измерения тех технологических параметров, знание которых необходимо для интерпретации результатов механического каротажа.Определение величины углубления скважиныОпределение углубления скважины на заданный интервал может производиться несколькими способами. Вертикальное перемещение колонны бурильных труб в скважине в процессе бурения и спускоподъемных операций (СПО) осуществляется буровой лебедкой и талевой системой (рис. 5). Кинематическая схема спускоподъемного механизма состоит из буровой лебедки 1, ходового конца талевого каната 2, шкивов кронблока 3, шкивов талевого блока 4, неподвижного конца талевого каната 5, верхнего конца бурильной колонны 6 и нижнего конца ее 7. В процессе бурения осевое давление на долото создается нижней частью колонны бурильных труб. Верхняя часть колонны с помощью спускоподъемного механизма (СПМ) поддерживается на весу и, следовательно, растянута. По мере разбуривания породы и углубления ствола скважины при заторможенной лебедке сжатие колонны уменьшается, что приводит к снижению нагрузки на долото. Осевая нагрузка на долото G регулируется изменением скорости перемещения верхнего конца бурильной колонны, т.е. скорости подачи бурового инструмента.Нагрузка на долото не должна зависеть от веса бурильной колонны.9
Рис. 5. Кинематическая схема спускоподъемного механизма буровой установки (по В. Н. Широкову и др., 1996)1 - буровая лебедка; 2 - ходовой конец талевого каната; 3 - шкив кронблока; 4 - талевый блок; 5 - неподвижный конец талевого каната; 6 - верхний конец бурильной колонны; 7 - нижний конец бурильной колонны (долото); 8 - мерный тросик; 9 - мерный барабанИзмерение проходки возможно производить либо непосредственным измерением перемещения нижнего конца бурового инструмента (долота), либо косвенно, - по величине подачи бурового инструмента. При этом датчик перемещения устанавливается на поверхности. Он может измерять:-	величину перемещения верхнего конца буровой колонны 6;-	величину перемещения талевого каната 2;-	угол поворота шкива кронблока 3;-	угол поворота барабана лебедки 1;-	угол поворота дополнительного мерного барабана 8, связанного с талевым блоком мерным тросиком 9.Поскольку угловые перемещения измеряются технически проще, чем линейные, то чаще всего прибегают к измерению угловых перемещений шкиваю
кронблока 3 или барабана лебедки 1. Датчик для таких измерений представляет собой диск 1, механически связанный с контролируемым шкивом (или барабаном). Диск снабжен выступающими прямоугольными зубьями 2, которые при вращении диска проходят через две неподвижно установленные оптоэлектронные пары, перекрывая световой канал между свето- и фотодиодами оптоэлектронных пар 3 и 4 (рис. 6).Рис. 6. Устройство датчика угла поворота талевого блока:1 - диск, соосный со шкивом; 2 - прямоугольные зубья; 3 - светодиод; 4 - фотодиодВ результате образуются две последовательности сдвинутых на I четверть периода импульсов, которые пересчитываются электронной схемой в линейное перемещение верхнего конца колонны бурильных труб (с учетом знака перемещения). Для перехода от угла поворота шкива к линейному перемещению верхнего конца бурильных труб датчик подвергают тарировке.При роторном бурении число оборотов бурильных труб и долота определяют с помощью такого же оптоэлектронного датчика, какой используется для измерения угла поворота талевого блока и был описан нами ранее (см. рис. 6).При турбинном бурении колонна бурильных труб не подвергается вращению и потому тахометр устанавливают на турбобуре (электробуре), а информацию с него передают на поверхность по одному из каналов связи: гидравлическому, акустическому или электрическому (электромагнитному).Измерение осевой нагрузки на долото и веса бурильного инструмента может производиться одним из следующих методов:-	по натяжению неподвижного («мертвого») конца талевого каната;-	непосредственным измерением веса бурильных труб и долота (или турбобура) на крюке или вертлюге буровой установки;Измерение числа оборотов долотаИзмерение осевой нагрузки на долото11
-	измерением усилий, передаваемых кронблоком на буровую вышку. Наибольшим распространением пользуется метод измерения веса бурильного инструмента по натяжению неподвижного конца талевого каната. Датчики натяжения работают по принципу измерения нормальной составляющей Ғп силы натяжения каната Т. Устройство датчика поясняется рис. 7. Талевый канат изгибается на трех роликах А, В и С, в результате чего на средний ролик действует нормальная, перпендикулярная направлению каната составляющая Ғп силы натяжения каната Т.Ғп = 2Т -sina^Поскольку угол а мал, то можно полагать, чтоҺsin a* ~tgak =у,Рис. 7. Принцип действия датчика веса бурового инструмента, устанавливаемого на неподвижном конце талевого канатаСила Fn преобразуется в пропорциональный электрический сигнал I /ИЬ1Х с помощью электромеханического или пьезоэлектрического преобразователя 77, связанного со средним роликом В.12
Преимуществом описанного способа измерения веса бурильного инструмента является простота конструкции датчика, возможность его установки без прекращения работы буровой; недостатком - влияние на показания датчика изменений жесткости и толщины каната.Измерение вращательного момента на породоразрушающем наконечникеДля контроля за процессом бурения необходимо следить за величиной вращательного момента бурильной колонны (при роторном бурении) или турбобура (при турбинном бурении).Этот момент увеличивается в случаях прихвата или заклинивания бурового инструмента, и бесконтрольный рост вращательного момента может привести к аварии.Крутящий момент определяют по изменению упругих свойств вращающегося вала, по углу его закручивания, тангенциальным напряжениям на поверхности ротора или мощности электрического тока, потребляемого двигателем.В качестве преобразователей крутящего момента в электрический сигнал могут быть использованы индуктивные, электромагнитные, емкостные, магнитоупругие, тензометрические и др. типы датчиков.В станции ГТИ «Разрез-2» применен серийный тензометрический преобразователь с выходным сигналом 4-20 мА, который соответствует крутящему моменту от 0 до 60 кН м.Фильтрационные методыФильтрационные методы изучения разрезов скважин в процессе бурения (фильтрационный каротаж) основаны на измерении гидродинамических характеристик циркуляционной системы промывочной жидкости (ПЖ) и физических свойств последней.При вскрытии скважиной коллектора происходит взаимодействие промывочной жидкости с пластовым флюидом, что приводит к изменению свойств (плотности, температуры, удельного электрического сопротивления) ПЖ и к изменению гидродинамических параметров всей циркуляционной системы (давления ПЖ и ее объема).Изменения гидродинамических параметров циркуляционной системы, происходящие на забое скважины, распространяются к ее устью со скоростью упругих волн. В зависимости от свойств ПЖ эта скорость варьирует в пределах от 1500 до 330 м/с (Э. Е. Лукьянов, 1979). Это означает, что сигнал об изменении давления или расхода ПЖ в циркуляционной системе доходит до устья скважины глубиной около 3000 м менее чем за 10 с. Учитывая, что при современных скоростях проходки углубление скважины за 10 с составляет всего несколько см, передачу сигнала можно считать мгновенной.Специалисты выделяют два варианта фильтрационных исследований, условно называемые дебитометрическим и расходометрическим методами.13
Дебитометрический метод заключается в непрерывном наблюдении разности дебитов промывочной жидкости, нагнетаемой в скважину (QBX) и изливающейся из нее (QBHX) на поверхность.Кривая AQ = <2ВХ - 0вых регистрируется в функции глубины скважины (или времени).При бурении по непроницаемым породам вся закачанная в скважину жидкость возвращается на поверхность, и AQ = 0. При вскрытии коллектора, пластовое давление в котором меньше забойного (/V < Р3аб), начинается фильтрация ПЖ в пласт, и разность AQ > 0 представляет собой дебит поглощения фильтрата промывочной жидкости в пласт коллектор. По мере увеличения вскрываемой мощности AQ растет. После полного вскрытия коллектора с межзерновой пористостью дебит поглощения уменьшается вследствие образования на стенках скважины слабопроницаемой глинистой корки и вскоре становится равным нулю (пласт 1 на рис. 8).В случае вскрытия трещиноватых или кавернозных коллекторов, частицы глины из ПЖ оседают не на стенках скважины, а на поверхности трещин и каверн, при этом дебит поглощения после вскрытия всего коллектора будет оставаться постоянным или станет медленно уменьшаться вследствие глинизации трещин и каверн в местах их сужения (пласт 2 на рис. 8).При вскрытии коллектора, пластовое давление в котором больше забойного, пластовая жидкость начинает поступать в скважину, Qn],K превышает <2ВХ, и AQ < 0. В этом случае AQ представляет собой дебит притока пластового флюида в скважину. По мере увеличения вскрываемой мощности подобного однородного коллектора |АQ | растет и достигает максимума в момент пересечения скважиной подошвы коллектора, после чего остается постоянным (пласт 3 на рис. 8).Границы коллекторов определяют по точкам перегиба кривой AQ.Таким образом, фильтрационный метод позволяет установить факт возникновения водо- или газонефтепроявлений или поглощений ПЖ, измерить их интенсивность, установить момент начала и окончания разбуривания поглощающих и проявляющих горизонтов, оценить эффективность изоляционных работ и предотвратить возможные осложнения при бурении.Для измерения дебитов QBX и QBblx, как правило, применяют дебитомеры электромагнитного типа, принцип действия которых поясняется рис. 9.14
жПоровый ^коллектор%л<Ры5Треи^инныйколлекторРпл ^ РзабТрещинныйколлекторРплРис. 8. Выделение коллекторов по фильтрационному каротажу, определение их мощности, типа и относительная оценка пластового давленияИсследуемую электропроводную жидкость пропускают по трубе 1, изготовленной из немагнитного и неэлектропроводного материала. С противоположных сторон трубы 1 располагаются две катушки индуктивности 2, создающих переменное магнитное поле. Как известно, при движении проводника в магнитном поле индуцируется ЭДС. Эта ЭДС снимается двумя электродами 3, расположенными на внутренней стенке трубы на концах ее диаметра, перпендикулярного силовым линиям магнитного поля. Катушки 2 питаются переменным током невысокой частоты (порядка 30 - 100 Гц), который вырабатывается генератором 4 и усиливается усилителем 5. Переменный ток выбран с целью предотвращения поляризации электродов.Сигнал, который генерируется на электродах, е пропорционален магнитной индукции катушек В0 и скорости движения электропроводной жидкости V\e = V-B0-D- cos(co? + cp),	(7)где D - диаметр трубы;ю - круговая частота магнитного поля.15
[нсгт у ил к а ЦДищус.>/- трубопровод{катушка | _2	ДатгикВыходной сигналРис. 9. Принцип действия электромагнитного расходомераЭтот сигнал усиливается дифференциальным усилителем 6 и усилителем мощности 7, выпрямляется фазочувствительным детектором 8 и через сглаживающий фильтр 9 подается на регистрирующий прибор.Электромагнитные расходомеры имеют ряд преимуществ перед приборами других типов. Они не содержат никаких подвижных деталей, не создают препятствий в измеряемом потоке, а результаты измерений с ними не зависят физических свойств жидкости (плотности, вязкости, электропроводности, при условии, что она превышает некоторую минимальную величину около мкСм/м) [1].-5Чувствительность подобных дебитомеров порядка 0,1 м /ч, предел-5измерения - тысячи м /ч.В компьютеризированной станции ГТИ «Разрез-2» для измерения расхода промывочной жидкости используется датчик, основанный на эффекте Доплера.Напомним, что эффект Доплера заключается в изменении частоты излучения, зарегистрированного приемником, при движении его относительно источника. При сближении приемника и источника частота увеличивается, при удалении - уменьшается. Эффект Доплера проявляется в излучениях любой физической природы: звуковых, электромагнитных, световых. Сдвиг частот AfD определяется уравнением Доплера:4/Ъ - /ос — V C + V1(8)где/о - частота сигнала источника; с - скорость распространения сигнала (колебаний);V - скорость взаимного перемещения источника и приемника.При условии, что с » ¥d= -2/о -(9)Датчик, входящий в комплект станции «Разрез-2», содержит источник и приемник упругих колебаний, он накладывается снаружи на трубопровод16
промывочной жидкости. Источник возбуждает в жидкости колебания с частотой 640 кГц, а приемник улавливает сигнал, отраженный от мелких включений (тех же глинистых частиц) в составе промывочной жидкости. Датчик имеет кабельное соединение с электронным блоком, в котором по сдвигу частот рассчитывается и преобразуется в цифровой код расход бурового раствора.Достоинством датчиков, основанных на эффекте Доплера, является бесконтактность, высокая чувствительность, очень широкий диапазон измерений. Необходимым условием является наличие в исследуемом потоке инородных частиц, отражающих направленное на них излучение.Применяются и более простые устройства. Так, например, в станции «Мега-ГТИ» расход ПЖ на выходе из скважины измеряется по отклонению от вертикали плоской заслонки, помещенной в потоке промывочной жидкости, изливающейся из скважины в приемную емкость.Расходометрический метод - заключается в непрерывном изменении объема промывочной жидкости в приемной емкости в зависимости от глубины забоя Н или от времени t.Как уже пояснялось в предыдущем разделе, при разбуривании непроницаемых пород количество ПЖ в циркуляционной системе не изменяется, поэтому и уровень жидкости в приемной емкости должен оставаться постоянным. Однако и в этом случае в начале каждого нового этапа бурения уровень ПЖ некоторое время понижается и только позднее стабилизируется. Это объясняется тем, что при начале бурения жидкость засасывается насосом, и уровень ее понижается, а до того момента, как она начнет изливаться из скважины и восстанавливать свой уровень в емкости, должно пройти несколько десятков или сотен секунд (в зависимости от производительности насоса, глубины и диаметра скважины).По окончании же каждого этапа бурения уровень ПЖ в приемной емкости сначала возрастает, а потом возвращается к своему стабильному положению. Это объясняется тем, что после выключения насоса всасывание жидкости из емкости прекращается, а сток ее из скважины продолжается еще несколько десятков секунд.Если при бурении вскрывается коллектор, пластовое давление которого меньше забойного, происходит поглощение ПЖ, и ее уровень в приемной емкости понижается, при превышении Рш над Рзаб происходит приток флюида из пласта в скважину и уровень ПЖ в приемной емкости повышается.Таким образом, расходомерные аномалии поглощения и притока отличаются на диаграммах, также как и аналогичные дебитометрические аномалии, в те моменты времени и на тех глубинах, где были вскрыты пласты- коллекторы.При подъеме бурового инструмента уровень жидкости в скважине падает, т. к. резко увеличивается свободный объем скважины, который ранее был занят бурильными трубами. Понижение уровня ПЖ вызывает снижение забойного давления, что может привести к катастрофическим последствиям, таким как17
выброс пластового флюида (или газа) из пластов-коллекторов в скважину, а из скважины на поверхность. Для предотвращения падения забойного давления при подъеме буровой колонны в скважину доливают промывочную жидкость из специальных доливных емкостей.Для измерения уровня жидкости как в приемных, так и доливных емкостях обычно используют датчики уровня поплавкового типа. В этих приборах положение поплавка, плавающего на поверхности жидкости, преобразуется в регистрируемый сигнал с помощью несложной механической передачи.В станции «Разрез-2» для измерения уровня в емкостях используется ультразвуковой датчик, основанный на отражении УЗ волн от поверхности жидкости. УЗ колебания возбуждаются в воздухе преобразователем, неподвижно закрепленным над контролируемой поверхностью жидкости, короткими импульсами длительностью от 10 до 70 мкс. В промежутках между импульсами тот же преобразователь улавливает сигнал, отраженный от поверхности жидкости. По интервалу времени между испусканием импульса и приходом отраженного сигнала вычислительное устройство рассчитывает расстояние до отражающей поверхности. Поскольку скорость упругих волн в воздухе зависит от температуры последнего, датчик уровня дополнен термометром, показания которого автоматически учитываются вычислительным устройством.Метод дифференциального давления (каротаж по давлению)Метод дифференциального давления основан на регистрации давления на стояке манифольда (трубопровода ПЖ) в функции глубины скважины с последующим выделением информации о полном дифференциальном давлении или информации о динамической составляющей дифференциального давления, действующей под вращающимся долотом [4].При постоянных или известных параметрах гидравлической системы выделенная информация является своеобразной фильтрационной характеристикой вскрываемых скважиной горных пород.Дифференциальное давление Рт§ представляет собой алгебраическую сумму давлений, действующих в системе «скважина-пласт»:Р =Р +Р +Р — Р	ПО'»диф 1 гс затр ^1 дол пл ’	vхгде РТС - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на забое;Рзатр - потери давления в затрубном пространстве;Рдол - потери давления под долотом;Рил - пластовое давление в призабойной зоне.18
Pdugi, МПаРис. 10. Зависимость механической скорости бурения от дифференциального давления в породах разного типа (по В. В. Стрельченко, 2008):1 - высокопроницаемые породы; 2 - низкопроницаемые породы; 3 - флюидоупорыВ формуле (8) гидростатическое давление Ртс рассчитывают по плотности бурового раствора и глубине скважины.Суммарные потери давления в затрубном пространстве Рзатр вычисляют по показаниям манометра, подключенного к стояку манифольда, расходу ПЖ, длине труб и диаметрам труб и скважины.Потери давления под долотом Рдоя также поддаются расчету по параметрам циркуляционной системы. Существуют также графические способы определения Рзатр и Ртя.В итоге по изменениям показаний манометра в циркуляционной системе можно судить об изменениях дифференциального давления Ртф на забое.Влияние дифференциального давления на скорость проходки зависит от фильтрационно-емкостных и физико-механических свойств пород. Например, при бурении по непроницаемым породам Рш невелико по сравнению с другими составляющими Рт$, поэтому величина дифференциального давления определяется забойным давлением, складывающимся из РТС, Рзатр и Рдоя. Это приводит к снижению скорости бурения. Наибольшее снижение наблюдается на глинах. При вскрытии высокопроницаемых пород величина пластового давления	становится значительно больше. Особенно отчетливо этофиксируется при вскрытии пластов с аномально высоким Рпл, когда оно может полностью уравновешивать сумму гидростатического давления и потерь в затрубном пространстве и под долотом и даже превысить ее (Ртф < 0). Как показывает опыт, влияние дифференциального давления на скорость разбуривания коллекторов противоположно влиянию на скорость разбуривания флюидоупоров и с уменьшением Ртф скорость проходки коллекторов падает, как это видно по графику 1 на рис. 10.19
Виброакустический каротажВиброакустический каротаж (ВАК) основан на регистрации и анализе характеристик упругих колебаний, возникающих на забое скважины при взаимодействии породоразрушающего инструмента с горной породой и распространяющих по бурильтным трубам к поверхности. Скорость распространения упругих колебаний по стальным трубам - 5200-5400 м/с.Причинами упругих колебаний на забое являются вибрации колонны бурильных труб из-за волнообразной поверхности забоя, вращение долота, перекатывание шарошек по забою скважины, их удары о забой, пульсации давления промывочной жидкости, скачкообразный характер разрушения породы под долотом и пр.Амплитуда и частота возникающих на забое упругих колебаний зависят от типа долота, частоты его вращения и степени износа, осевой нагрузки на долото, а также от физико-механических свойств разрушаемой породы, и, следовательно, несут полезную информацию как о режиме бурения, так и об особенностях геологического строения разреза.Частота колебаний бурильной колонны изменяются в диапазоне от 1 Гцлдо 5 кГц, а значения вибрационных ускорений составляют от 0,5 до 50 м/с (0,05 - 5,0 g).Упругие колебания в системе «долото - горная порода» можно разделить по частоте на следующие группы [6]:-	колебания инфранизких частот - 0-5 Гц, их источником являются пульсации давления ПЖ в циркуляционной системе скважины, колебания талевой системы и буровой вышки под действием ветра и работы бурового оборудования;-	низкочастотные колебания 5 - 50 Гц, причина которых - перекатывание шарошек по забою, а частота /н определяется скоростью вращения долота п (об/мин) по формуле: /н = / • N • п , где i - передаточное число, а N - число шарошек;-	колебания средних частот 100 - 500 Гц, вызываемые ударами зубьев шарошек о забой (зубцовые колебания); их частота fc зависит от диаметрадолота D, диаметра шарошек d и числа ударных зубьев z; fc =k ■ z • —,dгде к - коэффициент скольжения, зависящий от типа долота и особенностей геологического разреза;-	высокочастотные колебания 500 - 5000 Гц, обусловленные кавитационными и турбулентными процессами в циркуляционной системе скважины.Наибольший практический интерес представляют колебания в диапазоне 50 - 500 Гц, поскольку они связаны с режимно-технологическими параметрами бурения и физико-механическими свойствами разрушаемых пород, к тому же они претерпевают минимальные искажения на пути передачи от забоя к устью скважины.20
8Рис. 11. Зависимость формы сигнала вибро-акустического каротажа от твердости разбуриваемых пород:а - мягкие породы; б - средние по твердости; в - твердыеНа рис. 11 представлена зависимость формы сигнала ВАК от твердости пород.Виброакустический каротаж позволяет выполнить литологическое расчленение разреза бурящейся скважины, выделить интервалы коллекторов, рассчитать акустическую жесткость пластов и прогнозировать разрез ниже бурового наконечника, а также оперативно корректировать режим бурения (скорость вращения турбобура и давление на забой) и определять степень износа долота.Виброакустический каротаж может осуществляться несколькими способами: сигнал ВАК может непосредственно сниматься с бурильной колонны с помощью датчиков вибраций, установленных на ее верхнем конце, а может передаваться со скважины по радиоканалу (аппаратура АВАК-РК).Для примера на рис. 12 приведена функциональная схема информационно-измерительной системы с размещением датчика вибраций на верхнем конце бурильной колонны. Сигнал ВАК улавливается датчиком вибраций 1, закрепленным на бурильной колонне под вертлюгом 2 и поступает с датчика на усилитель 3, проходит через полосовые фильтры 4, обрабатывается процессором 5 и выводится на регистратор 6. Туда же поступает информация об углублении скважины с датчика 1.21
Рис. 12. Функциональная схема виброакустического каротажа с установкой датчика вибраций на верху бурильной колонны (по В. Н. Рукавицыну, 1975).1 - датчик вибрации; 2 - вертлюг; 3 - усилитель; 4 - полосовые фильтры; 5 - процессор; 6 - регистратор; 7 - стояк, подводящий буровой растворРис. 13. Устройство акселерометров:1 - инертная масса; 2 - корпус; 3 - реостатный преобразователь; 4 - пьезоэлектрический или тензометрический преобразователь22
В качестве датчиков вибраций используются акселерометры. Такие датчики (акселерометры) содержат инертную массу 1, которая при механическом воздействии на корпус датчика, смещается относительно корпуса 2. Смещение преобразуется в электрический сигнал с помощью реостатного 3, пьезоэлектрического или тензорезистивного преобразователя 4 (рис. 13).На рис. 14 представлена диаграмма амплитуды виброакустических колебаний в сопоставлении с диаграммами стандартного комплекса ГИС. Разрез скважины сложен песчаниками и аргиллитами, в которых выделяются несколько прослоев мергелей. По данным электрических методов каротажа мергели и аргиллиты практически не разделяются, также как и по естественной радиоактивности (ГК). Разделить эти породы оказывается возможным только НТК (мергелям соответствуют более высокие показания из-за их меньшего водородосодержания) и по ВАК, на диаграмме ВАК мергели выделяются увеличением амплитуды сигнала, поскольку характеризуются более высокой прочностью, чем аргиллиты (интервалы 1129 - 1130 м, 1149 -1155 м и 1159 - 1163 м).Песганик Мергель АргиллитРис. 14. Литологическое расчленение разреза скважины по данным виброакустичекого каротажа в сопоставлении с диаграммами ГИС (по В. В. Стрельченко, 2008)23
Глава 2. Изучение свойств промывочной жидкостиПромывочные жидкости, применяемые в бурении, должны не только обеспечивать безаварийные условия проводки скважин, но и содействовать повышению буримости и проходки на долото [6].Основной вид современной промывочной жидкости - это глинистый буровой раствор на водной основе. Однако, поскольку глина в воде не растворяется, то такая ПЖ только формально называется раствором, на самом деле это суспензия - взвесь мелких глинистых частиц в воде. Благодаря тому, что размер глинистых частиц очень мал - 0,1-0,0001 мм и менее, такая суспензия проявляет и коллоидные свойства - мелкие твердые частицы могут долго находиться в ней во взвешенном состоянии. Именно поэтому такая ПЖ хорошо выносит частицы разрушенной горной породы - шлам - с забоя скважины на поверхность.Для придания буровому раствору каких-либо специальных свойств, в него вводят различные добавки: антивибрационные смази, утяжелители и пр.Чтобы контролировать качество ПЖ, измеряют ее основные характеристики: плотность, вязкость, водоотдачу, статическое напряжение сдвига, содержание песка, водородный показатель, газосодержание.Большинство этих характеристик определяют в лаборатории глинистых растворов, где исследуют пробы ПЖ, отобранные на входе в скважину или на выходе из нее.Такая лаборатория, примером которой может служить ЛГР-3, представляет собой укладочный ящик, в котором размещены приборы для оперативного определения свойств глинистого раствора.Кроме дискретных определений характеристик ПЖ, ряд из них может определяться и непрерывно, в автоматическом режиме с помощью датчиков, которые устанавливаются в потоке ПЖ на ее пути к скважине или из скважины (рис. 15).Непрерывное определение плотности промывочной жидкостиПлотность является одним из наиболее важных параметров ПЖ. От нее зависит гидростатическое давление в скважине, размыв породы на забое, а также перенос энергии с поверхности к турбобуру, находящемуся на забое скважины. Погрешность в определении плотности должна быть не более3	30,02 г/см в диапазоне измерения от 0,8 до 2,6 г/см .В лаборатории плотность ПЖ определяют посредством взвешивания определенного объема пробы.В автоматическом режиме плотность ПЖ может определяться с помощью гравитационных, поплавковых гидростатических, радиационных и др. датчиков.24
Рис. 15. Свойства бурового раствора и задачи, решаемые по их измерениям при ГТИГравитационные датчики основаны на взвешивании постоянного объема ПЖ. Устройство такого датчика поясняется рис. 16 а. Постоянство объема жидкости в мерной емкости 1 поддерживается благодаря сливному отверстию 2, под емкостью располагается датчик веса 3 тензометрического или пьезоэлектрического типа. Такой принцип измерения плотности ПЖ реализуется в автоматическом плотностемере АВП-1, который входит в комплект некоторых станций ГТИ.Поплавковый датчик основан на измерении выталкивающей силы Fa, действующей на поплавок, помещенный в исследуемую жидкость, уровень которой сохраняется неизменным (рис. 16 6). Поплавок 1 в форме цилиндра или стержня прямоугольного сечения поддерживается в вертикальном положении с помощью направляющих 2. Сила веса поплавка mg уравновешивается выталкивающей (архимедовой) силой FA:171mg = FA,	mg = S-h-yx-g, үж =Shгде S - площадь сечения поплавка;Һ - глубина его погружения в жидкость; уж - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения.25
аР-Чж% т9=2һТж$	7=J0-eKfy,Lдһ-дРис. 16. Устройство датчиков различного принципа действия для непрерывного измерения плотности промывочной жидкости:а - гравитационный; б - поплавковый; в - гидростатический; г - радиационныйПри изменении плотности жидкости поплавок погружается на большую или меньшую глубину Һ и, перемещаясь по вертикали, приводит в действие подвижный контакт реостатного преобразователя.Гидростатический датчик основан на измерении разности гидростатических давлений двумя манометрами 1 и 2, погруженными в исследуемую жидкость на разную глубину (рис. 16 в). При разности в глубинах погружения манометров АҺ, плотность жидкости уж вычисляется по формулеУж =Rгс—1Rгс-2А hgгде PTC_i и Ртс_2 показания нижнего и верхнего манометров.При этом способе измерения отпадает необходимость в стабилизации уровня жидкости и датчик может быть установлен непосредственно в приемной емкости. Такой способ реализуется в комплексном датчике КД-3, который входит в комплект станции «Мега-ГТИ» («Тюменьпромгеофизика»),Радиационный датчик основан на зависимости поглощения гамма- излучения, проходящего через исследуемую среду от плотности последней. Датчик (рис. 16 г) содержит источник у-излучения 1 и детектор 2, размещенные в экранах с коллимационными отверстиями на расстоянии L друг от друга. Как известно, интенсивность у-излучения, прошедшего напрямую через слойвещества, определяется выражением: Jy = Ј0 ■ е~к1жЬ, где ./0 - мощность источника, а уж - плотность вещества, в данном случае ПЖ; к - постоянная, называемая массовым коэффициентом поглощения.26
При осуществлении этого способа нет необходимости в стабилизации уровня исследуемой жидкости; недостаток способа - нелинейная зависимость выходного сигнала от измеряемого параметра.В станции ГТИ «Разрез-2» плотность промывочной жидкости определяют по частоте упругих колебаний, возбуждаемых в ней камертоном, соединенным с электромагнитом, подключенным к генератору переменного тока. При этом учитывается температура жидкости, для чего вблизи камертона помещается термометр.Измерение температуры промывочной жидкостиТемпература ПЖ, как и другие параметры, измеряется на входе и выходе из скважины. На входе датчик устанавливается в приемной емкости возле всасывающего патрубка бурового насоса, на выходе - в желобной системе перед дегазатором бурового раствора.Разница показаний обоих датчиков позволяет выделить в разрезе скважины пласты-коллекторы (при > Рзаб) и зоны АВПД, которые, как правило, характеризуются не только повышенным пластовым давлением, но и повышенной температурой.В качестве датчиков температуры используются проволочные или полупроводниковые терморезисторы, такие же, как и в скважинных электротермометрах. Недостаток тех и других - большая инерционность.В станциях «Разрез-2» использованы пленочные малоинерционные датчики температуры, разработанные в АО НИИ «Гере». Их постоянная времени менее 1 с, предел измерения - 0-100°С.В станции «Мега-ГТИ» терморезистор установлен в корпусе комплексного датчика КД-3.Измерение удельного электрического сопротивленияУдельное электрическое сопротивление ПЖ (р0) также измеряется на входе в скважину и на выходе из нее. Изменения р0 происходят при вскрытии коллектора и поступлении из него пластового флюида. При этом по тому, как изменяется р0, можно определить, какой флюид поступает из пласта: при поступлении воды р0 на выходе меньше, чем на входе; при поступлении нефти-	соотношение обратное.Измерение р0 производят дискретно или непрерывно в функции времени или глубины скважины (с учетом времени движения раствора от забоя до поверхности).Применяются, в основном, индукционные расходомеры РИ-1 и РИ-2. Эти приборы содержат по две катушки индуктивности в виде тороидов, одетых на изоляционную втулку, по которой протекает ПЖ. Одна катушка является генераторной, по ней пропускают переменный синусоидальный ток частотой27
2 кГц. Другая катушка - приемная, в ней наводится ЭДС, пропорциональная электропроводности жидкости, заполняющей втулку.Резистивиметрия входит в обязательный комплекс ГТИ зарубежных станций.Условная вязкость характеризует гидравлическое сопротивление промывочной жидкости прокачиванию по циркуляционной системе. Измеряется дискретно с помощью стандартного полевого вискозиметра типа СПВ.-5Водоотдача характеризуется объемом фильтрата (см ), отделившегося от бурового раствора за 30 мин. при пропускании его через бумажный фильтр диаметром 75 мм. Измеряется только дискретно, по пробам ПЖ с помощью специального прибора ВМ-6.Измерение объемного газосодержания промывочной жидкостиОбъемное газосодержание является важной характеристикой ПЖ, поскольку влияет на такие свойства ее как плотность и вязкость. С повышением газосодержания плотность и вязкость раствора уменьшаются, снижается гидростатическое давление в скважине, а это может послужить причиной выбросов и открытого фонтанирования скважины.Наиболее интенсивное насыщение ПЖ газом может происходить из-за нарушений технологии бурения, а именно из-за уменьшения гидростатического давления на пласт, что может быть вызвано применением ПЖ пониженной плотности, поглощением ее или притоком воды в скважину или недоливом раствора при подъеме снаряда и простоях, а также из-за наличия сальника на долоте что создает эффект свабирования скважины [6].Иногда повышенное насыщение ПЖ газом может возникнуть и без нарушений технологии бурения при вскрытии нефтегазоносных пластов на высокой скорости проходки.Основной мерой по предотвращению выбросов является тщательный контроль за гидростатическим и гидродинамическим давлением на вскрываемые пласты. На практике такой контроль осуществляется посредством измерения плотности ПЖ, выходящей из скважины. Расчет гидростатического давления по плотности ПЖ, измеренной на выходе из скважины дает правильные результаты только для негазированных растворов, не содержащих газовой фазы.В растворе с повышенным газосодержанием плотность, измеренная на поверхности, на выходе из скважины, не равна плотности раствора в скважине, т. к. на глубине газ, содержащийся в растворе, сжимается под действием гидростатического давления, и его объемная концентрация уменьшается в сотни раз. В результате плотность ПЖ в скважине оказывается ближе плотности ПЖ на входе в скважину, чем к плотности на выходе из скважины.28
По этой причине рассчитывать гидростатическое давление в скважине следует по истиной плотности ПЖ, т. е. той плотности, которая существует у ПЖ в скважине.Газы, содержащиеся в горных породах, это: азот, кислород, углекислый газ, аргон, гелий, сероводород, углеводородные газы (УВГ). Общее содержание газов в промывочной жидкости без учета их состава определяется с помощью датчиков общего газосодержания, которые устанавливаются в потоке ПЖ, выходящей из скважины. Датчик общего газосодержания включает в себя источник и приемник упругих волн ультразвуковой частоты. Колебания от источника до приемника распространяются по буровому раствору и коэффициент затухания их зависит от общего газосодеражния раствора.Содержание и состав углеводородных газов определяют при газовом каротаже.29
Глава 3. Газовый каротажГазовый каротаж заключается в определении общего содержания и покомпонентного состава углеводородных газов, выносимых из скважины на поверхность промывочной жидкостью. Этот метод был разработан в СССР в 1933-34 гг., несколько позднее он появился в США под названием mud logging (mud - грязь).Физические основы методаУглеводородные газы УВГ, содержащиеся в пластах-коллекторах, могут находиться в них в свободном, сорбированном или растворенном состоянии.При высоких температурах сама нефть может быть в газообразном-5состоянии (газоконденсат). На больших глубинах при высоком давлении в 1 м-5нефти может содержаться до 200 м природного газа, приведенного к нормальным условиям.Состав УВГ на месторождениях различного углеводородного сырья не одинаков.Таблица 1Состав углеводородных газов на месторождениях углеводородного сырьяГазВид залежиГазоваяГ азоконденсатнаяНефтянаяМетанСН493,58248ЭтанС3Н63,04,53Пропанс3н82,03,52БутанС4Н101,04,32ПентанС5Н121,01,52Г ексанС6Н140,00212Как следует из табл. 1, только метан, пентан и гексан характеризуется закономерным изменением своей концентрации при переходе от газовых к нефтяным залежам. Содержание метана уменьшается с 93,5 % в газовой залежи до 48 % в нефтяной, т. е. почти в 2 раза, а содержание пентана и гексана, напротив, увеличивается в 2 и в 1000 раз соответственно. Содержание этана, пропана и бутана не имеет закономерной связи с типом залежи [10].Повышенное содержание УВГ характерно не только для коллекторов, но и для перекрывающих их глин, причем в них содержание УВГ постепенно возрастает от кровли пласта к подошве (т.е. по мере приближения к пласту- коллектору).В процессе бурения горные породы подвергаются разрушению, а газы, содержавшиеся в них, переходят в буровой раствор и выносятся им на поверхность. Непрерывное измерение содержания углеводородных газов позволяет уловить момент приближения забоя скважины к продуктивному пласту, а изучение состава газов - определить тип залежи.30
Вместе с буровым раствором на поверхность выносится измельченная горная порода - шлам, по результатам изучения которого можно определить состав разрушенных горных пород и ряд их свойств: плотность, пористость, нефтенасыщенность и др.Аппаратура газового каротажаАппаратура для газового каротажа в составе станций ГТИ в принципе не отличается от аппаратуры газокаротажных станций, которые ранее применялись самостоятельно.Рассмотрим схему газовоздушных линий классической газокаротажной станции (рис. 17).На пути бурового раствора, вытекающего из устья скважины в отстойник, устанавливают дегазатор, в котором углеводородные газы (УВГ) выделяются из бурового раствора и, смешиваясь с атмосферным воздухом, образуют газовоздушную смесь (ГВС). Дегазаторы могут иметь различную конструкцию и быть поплавковыми, шнековыми или вакуумно-вытеснительными. Последние обладают наилучшим коэффициентом дегазации и позволяют извлечь из раствора почти все содержащиеся в нем УВГ. Из дегазатора ГВС проходит через отстойник, где оседают капельки жидкости; реометр, который измеряет скорость движения ГВС; увлажнитель, придающий ей постоянную влажность, и нагреватель, служащий для поддержания постоянной температуры смеси, и поступает на газоанализатор для измерения содержания в ней УВГ.воздухдозатора.t Ч.Эосушитель на ГвСРис. 17. Схема газовоздушных линий станции ГТИК.Э.чистый.воздух/\ газоана¬ лизаторГазоанализатор обычно представляет собой мост сопротивлений, два плеча которого выполнены в виде тонкой платиновой проволочки, нагреваемой током от источника Е2 до температуры 850 °С. Одна такая проволочка помещена в измерительную камеру, через которую прокачивается исследуемая ГВС, и образуется так называемый чувствительный элемент ЧЭ. Другая,31
совершенно идентичная проволочка, образует компенсирующий элемент КЭ, она помещена в такую же камеру, как измерительная, но через нее прокачивается чистый воздух с той же скоростью, что и УВГ через измерительную камеру. Служит КЭ для учета охлаждающего действия движущегося газа на чувствительный элемент. При температуре 850 °С мост сопротивлений уравновешивается с помощью реостата R\, и регистрирующий прибор РП дает нулевые показания.При наличии в ГВС, проходящей через измерительную камеру, УВГ они сгорают, выделяющееся тепло повышает температуру ЧЭ, его сопротивление увеличивается, баланс измерительной схемы нарушается и регистрирующий прибор дает показания, характеризующие суммарное содержание углеводородных газов (и легких, и тяжелых вместе) в газовоздушной смеси - Г сум? %• Эти показания непрерывно фиксируются на диаграммной ленте самописца, которая протягивается синхронно с углублением скважины.Для градуировки прибора через него пропускают газовоздушные смеси с известным содержанием УВГ. Чувствительность газоанализатора по метану составляет 0,005 % объемных, а диапазон измерений его - от 0,005 до 100 %.После газоанализатора ГВС проходит через вакуумметр и вакуумным насосом выбрасывается в атмосферу.В современной газокаротажной аппаратуре платиновая проволочка, на которой сгорают УВГ, покрывают слоем пористого алюминия, на поверхность которого наносят большое количество тонкоизмельченного палладия. Такой чувствительный элемент называется пеллистором. Палладий является катализатором окисления УВГ и при нем все они сгорают при более низкой температуре (около 500 °С).Зарегистрированное содержание газа в буровом растворе Гсум зависит не только от содержания УВГ в разбуренной горной породе, но и от параметров бурения: расхода промывочной жидкости и продолжительности проходки. Так, например, при неизменном содержании УВГ в породе снижения (Л,лх илиминпродолжительности проходки т,	 приводит к увеличению Гсум вмгазовоздушной смеси.Для исключения влияния параметров бурения на результаты газового каротажа рассчитывают приведенное газосодержание Гпр, м3/м3, т.е. то количество газа в м3, которое содержится в каждом м3 горной породы.Тпр=Кд-Е-Тсум,	(11)где Кд - коэффициент дегазации, который показывает, во сколько разсодержание газа в буровом растворе выше, чем в газовоздушной смеси;Е - коэффициент разбавления, который показывает, во сколько раз объем бурового раствора, прокачанного через скважину, больше объема горной породы, разрушенной за то же время при бурении.К л определяют опытным путем, сравнивая количество УВГ, извлеченноедегазатором из раствора, с их полным содержанием в растворе. Последнее определяют посредством глубокой дегазации раствора.32
Коэффициент разбавления рассчитывают, зная продолжительность проходки I и расход бурового раствора <2ВЫХE=V_^_ =бвых-^-/К.п. пР2 ;4где Л) - диаметр скважины;/ - интервал углубления скважины.С учетом того, что в эту формулу D подставляют в см, т измеряется в3 3мин/м, <2Вых - в л/с, а Л’ - в м /м , окончательное значение£ = 0,77-10збвых'Т,^-	(13)D мПривязка результатов газового каротажа к глубине скважиныДиаграммная лента, на которой регистрируются показания Гсум, т и QBblx, с помощью сельсинной передачи протягивается синхронно с углублением бурового снаряда, поэтому при газовом каротаже различают действующую Яд и истинную /Уист глубину скважины.Действующая глубина - это та, которую показывает счетчик глубин, т.е. глубина забоя скважины в каждый момент времени.Истинная глубина - это та глубина, к которой относятся результаты измерения Гсум, полученные в данный момент.Яист=Яд-АЯбр	(14)где АНбр называется глубиной отставания, она представляет собой интервалуглубления скважины за то время Т0Т, которое тратит буровой раствор на движение от забоя скважины до поверхностиАЯ6р=^.	(15)IВремя отставания Гох определяют либо экспериментально, как половину промежутка времени, потраченного каким-либо индикатором, добавленным в буровой раствор (краситель анилин), на движение от устья скважины до забоя и обратно, либо расчетным путем:Тот=^>	(16)t-выхгде Укп - это объем в литрах кольцевого пространства между стенкамискважины и бурильными трубами, по которому буровой раствор движется от забоя скважины к поверхности.¥ш =^(D-dmp)2 -10ЯД =lJ5Hg(D-dmr)2,	(17)где Hg - действующая глубина скважины, м;I) и dmip - средний диаметр скважины и наружный диаметр бурильных труб, дм.Для <2ВЫХ и I действующая глубина и истинная совпадают Н = Нжт, м.33
Определение покомпонентного состава углеводородных газовПеред газоанализатором отдельные порции ГВС могут быть отобраны с помощью отводной линии для последующего покомпонентного анализа, позволяющего определить содержание в ГВС каждого из УВГ - от метана до пентана (или до гексана). Эти пробы отбирают по заданной программе (например, через 1 м проходки скважины) или по команде оператора вЛспециальный пробоотборник емкостью около 200 см . Пробоотборник представляет собой стеклянный стакан, в котором помещен баллон из полиамидной пленки. От баллона отходит трубка, через которую проба газа поступает в него из схемы газовоздушных линий станции или отбирается из него на анализ, а в пробке стакана имеется трубка, которую подключают либо к вакуум-насосу, либо к компрессору (рис. 18).Рис. 18. Устройство дозатораПри отборе пробы трубку подключают к вакуум-насосу, полиамидный мешок раздувается и засасывает пробу ГВС, при подключении трубки к компрессору в стакан закачивается воздух, который выдавливает пробу из мешка для анализа.Для покомпонентного анализа используется устройство, которое называется хроматермографом. Основными узлами его являются дозатор D, разделительная колонка РК, пламенно-ионизационный детектор ПИД и прибор регулируемого нагрева 71РЯ (рис. 19).Разделительная колонка представляет собой стеклянную или пластиковую трубку, заполненную сорбентом - веществом с большой удельной поверхностью. Поверх трубки намотана спираль нагревателя, подключенного кПри анализе проба ГВС из дозатора выдувается на разделительную колонку. При комнатной температуре сорбент в РК впитывает все углеводородные газы, кроме метана.эластиин.мешокПРН.34
гвсдоъаторразгонная колонка „#МА/Пламенно-ионига- ционный детектор\\с,-с<пиоtГен.Н2придор регулируе- генератор мого нагрева	водородаРис. 19. Функциональная схема хроматографаМетан проходит через РК и поступает на пламенно-ионизационный детектор ПИД. В ПИД находится горелка, в которой сжигается водород, поступающий с генератора водорода {Ген. Н2). Сопло горелки расположено между электродами, на которые подается высокое напряжение. Пламя чистого водорода почти не содержит ионов, и его электропроводность близка к О, поэтому регистрирующий прибор, включенный в цепь электродов, фиксирует нулевой ток. При сгорании углеводородных газов образуются ионы, число которых пропорционально числу атомов углерода в молекуле УВГ и его концентрации. Благодаря этому в цепи электродов протекает ток. Амплитудное значение этого тока регистрируется самописцем РП на диаграммной ленте, протягиваемой с постоянной скоростью, т. е. в функции времени.Таким образом, при анализе пробы первое показание РП пропорционально содержанию в ней метана С\ (рис. 20).Через некоторое время Т2 ПРИ повышает температуру разделительной колонки, из нее выделяется этан и РП фиксирует его содержание - С2.Еще через некоторое время Т3 температура повышается еще больше, и РП фиксирует содержание пропана С3 и так далее, до гексана Сб. Через интервал времени 77 через РК прокачивается чистый воздух для ее очистки и охлаждения. Весь цикл измерения одной пробы занимает около 2 мин. Перед началом работ хроматермограф калибруют пропусканием через него эталоннойсмеси с содержанием С:эт - С|т около 2 % и определяют пересчетныйкоэффициентАСэт(18)В новой, современной аппаратуре для покомпонентного анализа УВГ используют масс-спектрометры и инфракрасные спектрометры.35
Ai,M А30-20-Ю-циклаРис. 20. Примерный вид хроматограммы компонентного анализа углеводородных газов нефтяного месторожденияМасс-спектрометр - это прибор для разделения ионизированных молекул и атомов по их массам, основанный на воздействии электрических и магнитных полей на пучки ионов, летящих в вакууме.На рис. 21 представлена функциональная схема масс-спектрометра. Масс- спектрометр обычно содержит устройство для подготовки исследуемого вещества 1; ионный источник 2, где это вещество частично ионизируется и где происходит формирование ионного пучка; масс-анализатор 3, в которомпроисходит разделение ионов по массе, точнее по	отношению массы ионат к его заряду е; приемник ионов 4, где ионный ток преобразуется в электрический сигнал, который усиливается усилителем 5; усиленный сигнал подается на регистратор 6. На регистратор 6 помимо информации о количестветионов данного отношения — (ионный ток) поступает еще и информация омассе ионов. Масс-спектрометр содержит также систему электропитания 8 и устройство 9, создающее вакуум в ионном источнике 2 и анализаторе 3.При любом способе регистрации ионов спектр масс в конечном итоге представляет собой зависимость J = /(т).Масс-спектрометр может быть соединен с ЭВМ.тее36
Рис. 21. Функциональная схема масс-спектрометра:1 - устройство подготовки исследуемого вещества; 2 - ионный источник; 3 - масс- анализатор; 4 - приемник ионов; 5 - усилитель; 6 - регистрирующее устройство; 7 - ЭВМ; 8 - блок питания; 9 - вакуум-насосПо типу анализаторов различают статические и динамические масс- спектрометры.В статическом масс-спектрометре для разделения ионов используются электрическое и магнитное поля постоянные или практические неизменяющиеся за время пролета ионов через масс-анализатор. Ионы стразными отношениями — движутся по разным траекториям, как это показаноена рис. 22, и фокусируются в разных местах фотопластинки в виде полосок, т. к. входное 2 и выходное 3 отверстие магнитной призмы 4 имеют форму прямоугольной щели. Вместо фотопластинки может быть использована система фотоприемников, каждый из которых будет регистрировать поток ионов сотсвоим отношение —.еВ динамическом, например время-пролетном масс-спектрометре ионы образуются в ионном источнике и очень короткими электрическими импульсами «впрыскиваются» в виде «ионного пакета» через сетку 1 в анализатор 2, представляющий собой эквипотенциальное пространство (рис. 23). В процессе дрейфа к коллектору 3 происходит «расслоение» исходного пакета на несколько пакетов, каждый из которых состоит из ионов стодинаковым отношением —.е37
вРис. 22. Схема статического масс-анализатора с однородным магнитным полем:1 - источник ионов; 2 - область однородного магнитного поля; 3 - приемник ионовГО“Ооотгъоооооооо/ ;Рис. 23. Схема время-пролетного масс-анализатора:1 - сетка-источник ионов; 2 - анализатор-эквипотенциальное пространство; 3 - коллекторРасслоение обусловлено тем, что в исходном пакете энергии Е всех ионов одинаковы (Е = ей, где и - потенциал ускоряющего электрического поля), а их скорости и, следовательно, времена пролета t через анализатор на пути длинойL обратно пропорциональны лГт :. F .mV2,	... _mV2Лпот ^5 ^КИН	5 ^ПОТ ^КИН 5 ^	5откуда2 еи	LV = J	, a t = -\т	VL2 еи1	т2	еит(19)Последовательность ионных пакетов образует массовый спектр, который и регистрируется.Время анализа 1 пробы газовоздушной смеси во время-пролетном масс- спектрометре составляет около 60 с.Инфракрасные спектрометры основаны на изучении спектров пропускания, поглощения или отражения в инфракрасной области (ИК- области). Изучаются, в основном, молекулярные спектры, т. к. в ИК-области расположено большинство колебательных и вращательных спектров молекул.38
Длина волны ИК спектра составляет лик =0,74 мкм -1 ч- 2 мм и располагается между длиной волны видимого спектра (0,74 мкм) и УКВ радиоизлучением.При прохождении ИК излучения через вещество происходит его поглощение на частотах, совпадающих с некоторыми собственными частотами колебательного и вращательного движения молекул. В результате интенсивность ИК излучения на этих частотах падает - в проходящем спектре образуется полоса поглощения (рис. 24). Количественная связь между отношением интенсивности прошедшего излучения Ј к интенсивности падающего излучения ,/() и величинами, характеризующими поглощающее вещество определяется законом Бугера-Ламберта-Бера [11].На практике обычно представляют зависимость от длины волны X или частоты V некоторых величин, характеризующих поглощающие свойства среды: коэффициента пропускания Т = /(J/Jn); коэффициента поглощения А = \-Т = ф(JIJо), оптической плотности1D(v) = lnmas(v) • с ■ I,(20)гдеС - концентрация поглощающего вещества; / - толщина поглощающего слоя; as - показатель поглощения.Число полос поглощения в спектре ИК измерения, их положение, ширина и форма определяются составом и структурой поглощающего вещества, а также зависят от его агрегатного состояния.Рис. 24. Зависимость интенсивности падающего на вещество Jn(v) и прошедшего через него J(v) излучения от частоты. Vi, i’2, V3 ... - собственные частоты вещества; заштрихованы полосы поглощенияИК спектрометрия позволяет определить структуру молекул, их химический состав, моменты инерции, величину сил, действующих между атомами в молекулах и пр. Вследствие однозначности связи между строением молекулы и ее ИК спектром, инфракрасная спектрометрия широко используется для качественного и количественного инфракрасного анализа. Что касается анализа покомпонентного состава одной пробы газовоздушной смеси с углеводородными газами, то этот анализ выполняется за доли секунды.39
Глава 4 Изучение геологического разреза по шламу разрушенных породШлам, как и керн, является источником непосредственной информации о свойствах и строении геологического разреза, поэтому ему принадлежит ведущая роль в определении состава горных пород. В отличие от керна, шлам непрерывно поступает на поверхность с забоя скважины и для его отбора не требуется остановки бурения.Обязательный комплекс исследований шлама (рис. 25) включает:-	макро- и микроскопию;-	фракционный анализ;-	определение карбонатности;-	определение плотности;-	определение пористости;-	люминисцентно-битуминологический анализ.В качестве дополнительных исследований применяют:-	инфракрасную (ИК) спектрометрию;-	ядерно-магнитно-резонансный (ЯМР) метод;-	спектрометрию естественного гамма-излучения шлама;-	газометрию пород;-	элементный анализ и некоторые другие методы.Рис. 25. Методы исследования шлама и геологические задачи, решаемые по их результатам40
Отбор, подготовка проб шлама и привязка их к глубине скважиныОтбор шлама выполняется в желобной системе у устья скважины в потоке выходящего бурового раствора. Для отбора применяют специальные шламоотборники непрерывного или дискретного действия. Интервал отбора проб по всему разрезу, как правило, 5 м, по перспективным интервалам скважины - 1-2 м.-5Отобранные пробы шлама объемом около 300 см промывают от бурового раствора холодной водой. После промывки выполняют визуальный осмотр шлама под лупой. При обнаружении органических остатков их осторожно извлекают пинцетом и отправляют на специальные исследования для определения возраста. Оставшийся шлам делят на две неравные части.лОдну часть, имеющую объем около 100 см , высушивают, засыпают в полиэтиленовый пакет, снабжают этикеткой, на которой указывают название участка, номер скважины и глубину отбора шлама, и доставляют в стационарную лабораторию. Другую, оставшуюся часть шлама, объемом около-5200 см используют для оперативных определений на скважине.Привязка проб шлама к глубине скважины имеет определенные сложности, которые связаны с тем, что, во-первых, пока буровой раствор поднимается с забоя на поверхность, скважина успевает углубиться на интервал АНбр; во-вторых, с тем, что шлам отстает от бурового раствора, «проседает» в нем, причем тем сильнее, чем больше вес частиц шлама. Скорость оседания Voc, см/с шлама в буровом растворе определяется формулой Р. Г. Ретингера:Гж=кА<^^^-,	(21)V	У жгде - коэффициент, зависящий от формы частиц шлама;dm - диаметр шара, имеющего тот же вес, что и частицы шлама правильной формы наибольшего размера, см;'ш И Уж-5уш и Уж _ плотности шлама и ПЖ, г/см .Поскольку скорость осаждения (проседания) шлама зависит от крупности его частиц, то каждая фракция будет оседать со своей скоростью. Условно по крупности частиц шлам делят на три фракции: мелкую с размером частиц менее 3 мм, среднюю - 3-^5 мм и крупную - более 5 мм [10].Для каждой фракции рассчитывают время отставания шлама Т„ш:^ (22) 60( V,„-aVot)где Н - действующая глубина скважины (глубина ее забоя в данный момент);VKn - скорость движения ПЖ в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами;Voc - скорость оседания соответствующей фракции шлама; а - коэффициент, учитывающий состав шлама, а=1-1,14.41
Скорость ПЖ в кольцевом пространстве можно рассчитать, вычислив его объем VKn и зная расход ПЖ на выходе из скважины <2ВЫХ, л/с (см. главу 3 «Газовый каротаж»).Рассчитав Тош и зная продолжительность проходки,	интервалаАЯш, на который углубится скважина за тот промежуток времени, за который соответствующая фракция шлама «догонит» буровой раствор на поверхности:ЛЯШ=—	(23)IИстинная глубина Яист каждой фракции шлама:Яист=Яд-(ДЯбр + ДЯш).	(24)Время отставания шлама можно определить и экспериментально. Для-5этого берут по 2 дм каждой габаритной порции ранее вынесенного, отмытого и высушенного шлама одинаковой плотности. Шлам каждой фракции окрашивают в свой яркий цвет, высушивают и помещают в отдельный полиэтиленовый пакет. В каждый пакет добавляют по 70 - 100 г сухого красителя. После подъема бурильной колонны пакеты опускают в скважину. После этого производят спуск бурильной колонны и начинают бурение. Фиксируют время начала циркуляции и время появления окрашенного красителем бурового раствора. Через 3 мин. после появления окрашенного раствора берут пробу шлама и определяют средний размер присутствующих в ней разноцветных частиц шлама. Отбор повторяют через 6 и через 9 мин.Макро- и микроскопия шламаМакро- и микроскопия заключается в визуальном исследовании частиц шлама с целью определения их литологического или минерального состава. При микроскопии используют бинокулярный микроскоп МБС. По результатам определения состава шлама строят шламограмму (рис. 26). В ней указывается процентное содержание каждой из зафиксированных в пробе литологических разностей:mх = —— -100%,	(25)где mi - масса частиц данной лито логической разности; тш - масса всей пробы шлама.Фракционный анализ шламаФракционный анализ позволяет определить литологию исходной горной породы. Дело в том, что форма и размеры частиц шлама зависят как от режимно-технологических параметров бурения, так и от литологии и физико¬ механических свойств горных пород.42
Для анализа шлам разделяют на фракции по крупности частиц с помощью так называемых «почвенных» сит.Мелкая фракция обычно бывает представлена мягкими породами: глинами, рыхлыми песчаниками и известняками, гипсом и ископаемым углем.\.	'шмгммПесгаиик Аргиллит ПлотныйалевролитРис. 26. Построение литологического разреза скважины по данным ГТИ (по материалам ЗСК «Тюменьпромгеофизика»)Средняя фракция состоит из частиц пород средней твердости: песчаников с глинистым цементом, пористых известняков и доломитов, алевролитов и аргиллитов.Крупная фракция состоит из обломков очень твердых пород: окремненных и метаморфизированных известняков и доломитов, крепкосцементированных песчаников, ангидритов, окремненных глинистых сланцев.43
Определение карбонатностиСодержание карбонатных минералов в шламе определяют посредством измерения объема или давления углекислого газа, выделившегося из пробы при взаимодействии с соляной кислотой по реакции:СаС03 + 2НС1 = СаС12 + Н2С03С02Н20Реакцию проводят с подогревом и без. В первом случае она занимает 10-15 мин., во втором - 30-^35. Результаты анализа позволяют определить содержание кальцита и доломита, а также песка и глины (по нерастворимому остатку).Определение плотности горных породОпределение плотности горных пород выполняется с целью выделения коллекторов и определения их пористости, а также для обнаружения зон АВПД.Используются способы: пикнометрический, гидростатического взвешивания, ареометрический, объемно-весовой и др.Способ гидростатического взвешивания аналогичен способу определения плотности образцов горных пород, с той разницей, что при исследовании шлама в качестве рабочей жидкости используют керосин, в котором взвешивают частичку шлама, насыщенного керосином (т2). Тут же частичку взвешивают и в воздухе (т2) до насыщения керосином и после (т \).Объемную плотность сухого шлама рассчитывают по формуле:Уж = , Ш'Уж . ,	(26)т1-т2- Атгде уж - плотность рабочей жидкости-керосина;Ат - масса проволочки, на которой частичку шлама прикрепляют к коромыслу торсионных весов.Пикнометрический способ основан на сравнении массы определенного объема исследуемого вещества с массой такого же объема воды при одинаковой температуре.Пикнометр - это небольшой стеклянный сосуд строго определенного-5объема в несколько см , который применяется для определения плотности жидких и сыпучих веществ (рис. 27). Из пробы шлама отбирают 10-20 влажных частиц наиболее распространенной в нем породы с ненарушенной текстурой. С частиц снимают избыток влаги фильтровальной бумагой, помещают их в сухой пикнометр и взвешивают на лабораторных весах с погрешностью не превышающей 0,01 г.44
Пикнометр со шламом заливают водой до метки и снова взвешивают. Предварительно определяют массу сухого пикнометра т и заполненного водой-	тв.Рис. 27. Пикнометр (по В. Н. Кобрановой и др., 1977) Плотность шлама вычисляют по формулеУштш - ттв + (тт-т)-тшв ’где тш - масса пикнометра со шламом;тшв " масса пикнометра со шламом и водой.(27)Измерения повторяют 3 раза и берут среднее значение уш •Оценка пористости горных породПри оценке пористости горных пород по шламу используются: метод визуальной оценки окрашивания частиц шлама; методы нагревания, насыщения, определения общей пористости по изменению плотности.При методе окрашивания отдельные частицы шлама, предварительно высушенные, опускают в водный или спиртовой раствор какого-либо красителя. Через 1-2 мин. их извлекают, избыток раствора удаляют и на свежем изломе под микроскопом оценивают степень окрашенности.При методе нагревания предварительно высушенные частицы шлама помещают в пробирки с горячей водой, имеющей t=90 °С. Воздух, находящийся в порах, выделяется в воду. По интенсивности выделения пузырьков воздуха судят о пористости частиц.При использовании метода насыщения высушенные частицы шлама опускают на 1-2 мин. в хлороформ или иной растворитель. После этого частицы45
шлама одну за другой опускают в горячую воду (t ~ 90 °С). Растворитель из пор начинает испаряться, и наблюдается выделение пузырьков более интенсивное, чем в предыдущем способе.Пористость оценивается на качественном уровне: низкая (кп<5%), средняя (кп =5-10 %), высокая (кп > 10 %).Определение общей пористости по изменению плотности основано на известной зависимости:кП = Ум - Үп	(28)Ум — Ужгде уп - плотность породы, определяют одним из способов, описанных в предыдущем разделе;ум - минеральная плотность, ее берут из справочника;-5уж - плотность жидкости (уж = 1 г/см ).Люминесцентно-битуминологический анализ (ЛБА)При разбуривании продуктивных отложений на поверхность вместе со шламом выносятся битумоиды (масла, смолы, асфальтены). Физической основой Ј1БА является способность этих веществ люминесцировать после облучения ультрафиолетовым светом (длина волны 366 нм). В комплект станции ГТИ входит специальный люминоскоп, в котором смонтирован ультрафиолетовый облучатель и имеется подставка для исследуемых проб.Информативными параметрами при Ј1БА является яркость и цвет люминесценции. Яркость свечения зависит от содержания битумоидов, а цвет - от их состава: легкие битумоиды (масла и смолы) светятся голубым и желтым цветом; тяжелые (асфальтены) - коричневым. В пределах каждого цвета выделяются по нескольку оттенков.При добавках в буровой раствор нефти исследуемые частицы шлама разламывают и рассматривают в люминоскопе при 7-10 кратном увеличении. Частицы, в которых отсутствует свечение на свежем изломе, отбрасывают, люминесцирующие частицы подвергают дальнейшему анализу люминесцентно-капельным методом. Для этого отбирают 5-7 г сухих частиц шлама, измельчают и просеивают их через сито с отверстиями диаметром0,25 мм. Берут навеску массой 1 г и насыпают ее в виде конуса на предварительно обработанный хлороформом (СНС13) лист фильтровальной бумаги. На вершину конуса наносят 20 капель растворителя, например, того же хлороформа, который, вымывая из пробы битумоиды, образует на бумаге пятно диаметром 1-3 см. Через 1-3 мин. после испарения растворителя порошок удаляют с бумаги, а пятно рассматривают в люминоскопе и определяют цвет и46
интенсивность люминесценции. Форма пятна характеризует содержание битумоидов и оценивается по 5-ти бальной шкале (см. табл. 2).Таблица 2ФормалюминесцирующегоучасткаХарактеристика участкаБаллыРовное пятно5Неровное пятно4ОТонкое кольцо3* 1Тонкое «рваное» кольцо2«„ ' 6I л <?<• jТочки1Цвет пятна определяет состав битумоидов. Одновременно определяется наличие в пробе углеродистых веществ по появлению черных нелюминесцирующих крупинок; серы - по появлению темных нелюминесцирующих полосок или желтоватых блесток в дневном свете; твердых парафинов - по восковому налету на бумаге.Ј1БА обладает очень высокой чувствительностью и позволяет определять содержание битумоидов, начиная с 0,005 %.Инфракрасная спектрометрия шламаПринцип действия ИК спектрометра описан выше, в разделе «Определение покомпонентного состава углеводородных газов».При изучении состава шлама регистрируются спектры поглощения ИК- излучения. Их информативными характеристиками являются количество, ширина и форма пиков или полос поглощения в зависимости от частоты v илиобратной длины волны —, м'1 ИК-излучения. Положение пика (или полосы) наXшкале частот является характеристическим признаком минерала (или вещества), а амплитуда пика или площадь полосы зависят от содержания этого вещества. На рис. 28 приведены ИК-спектры основных породообразующих минералов осадочных пород, а в таблице 3 даны основные характеристики этих спектров.47
Таблица 3Характеристики ИК-спектров основных осадочных пород (по В. В. Стрельченко, 2008)Характеристика ИК-спектра№п/пОсадочнаяпородаОсновнойминералШиринаполосы,см'1Максимумполосы,см'1Интенсивностьполосы1.ПесчаникКварц1050-12201100, 1175Очень сильная2.Алевролит770-810780, 800Средняя3.Г лина, аргиллитКаолинит890--11801035,4118Очень сильная4.Г линистый сланецКаолинит890--1180913, 1010Очень сильная5.ИзвестнякКальцит1300-16001430Очень сильная6.Мергель840-900878Средняя7.ДоломитДоломит650-900730, 885Сильная,средняя8.ГипсГипс1000-13501095- 1148Очень сильная650-670660Средняя9.ОрганическоевеществоОрганическоевещество2700-30802840Сильная10.ВодаФизическисвязанная3450-38003600СлабаяХимическисвязанная1520-16501600Очень сильная11.НефтьНефть2700-■311002900Очень сильная1400- 15001410СильнаяДля получения ИК-спектров используется анализатор, содержащий источник ИК-излучения в виде нихромовой спирали, нагретой до 800 °С и регистратор ИК-излучения, снабженный набором узкополосных фильтров. Измерения с этими фильтрами и позволяют построить ИК-спектр.Концентрацию минералов в исследуемой пробе определяют на основе уравнения Бугера-Ламберта-Бера (20).48
п ЮОО 1400 3000 5400 3800	/ООО 1400 1300 О 1П*Ј-и —I	г—.—I	((—,—т—I—г—I		 м —,	,	,	,	,	,	м20-Si0z~50% глина. -50%Мон.тмориллонит-Ю07.Si 0,-100 %Рис. 28. Спектры ИК-излучения основных породообразующих минералов (по В. В. Стрельченко, 2008)Рис. 29. Спектры ИК-излучения некоторых разновидностей осадочных горных пород (по В. В. Стрельченко, 2008)Анализ спектров осадочных пород свидетельствует, что по положению наиболее сильной полосы поглощения породы могут быть отнесены к одному определнному типу: песчаник, глина, известняк, ангидрит.Одним из преимуществ ИК спектрометрии шлама является возможность определения физически и химически связанной воды в составе различных минералов.49
На рис. 29 приведены спектры ИК излучения нескольких литологических разностей осадочных пород по В. В. Стрельченко [10].Изучение шлама методом ядерно-магнитного резонанса (ЯМР)Ядерно-магнитным резонансом называется избирательное поглощение веществом электромагнитной энергии, обусловленное ядерным магнетизмом.ЯМР наблюдается при воздействии на вещество двух взаимно перпендикулярных магнитных полей: сильного постоянного поля //пол ислабого радиочастотного поля [11].В постоянном поле НП0Ј1 магнитные моменты ядер ц прецессируют вокруг направления Япол с лармовой частотой со/ = уЯпол под углом ср (у - это|ы	сгиромагнитное отношение ядра, у = —, где ц - магнитныи, a S - механическииSмомент (спин) ядра). В плоскости, перпендикулярной Япол эта прецессия создает переменный магнитный момент (д.ј_ = ц • sin ф. По отношению друг к другу ядра обладают разными фазами, их моменты ML направлены в разные стороны и суммарная составляющая вектора ядерной намагниченности М± в направлении, перпендикулярном Япол, равна 0.При воздействии на вещество, находящееся в поле Япол, внешнего радиочастотного поля Я_, которое вращается в той же плоскости, перпендикулярной Япол и имеет частоту со_ = coz, наступает резонанс. Магнитные моменты ядер ц и их спины S совмещаются по фазе с полем Я_ и в результате появляется составляющая вектора ядерной намагниченности МL ф 0, перпендикулярная полю Япол (рис. 30). При этом ядра переходят наболее высокий энергетический уровень. Переход сопровождается поглощением электромагнитной энергии радиочастотного поля.Для наблюдения ЯМР исследуемое вещество помещают в поле сильного постоянного магнита, который создает поляризующее поле Япол, которое примерно в 1000 раз сильнее магнитного поля Земли. Затем на вещество воздействуют последовательностью радиочастотных импульсов, которые ориентированы перпендикулярно Япол и имеют частоту, равную ларморовой частоте ядер водорода в поляризующем поле, т. е. со_ = coz = 2,3МГц. Эта последовательность радиочастотных импульсов включает один импульс длительностью 16 мкс и серию импульсов вдвое большей продолжительности - по 32 мкс.50
Рис. 30. Ориентация магнитных моментов ядер атомов одного типа в постоянном магнитном поле //пол вне действия поперечного радиочастотного поля //_ (а) и под действием поля(б)В промежутках между этими импульсами ядра выходят из резонанса, возвращаются на исходный более низкий энергетический уровень, испуская при этом радиочастотное излучение, которое называется спиновым эхом. Наиболее сильный и длительный сигнал создают ядра атомов водорода. Амплитуда сигналов спинового эха убывает от импульса к импульсу из-за межспинового взаимодействия. Скорость убывания амплитуды сигнала неодинакова для ядер водорода, находящихся в составе свободной или связанной воды в соответствии со значениями времени поперечной релаксации Т2 ядер водорода в этих случаях, как это показано на рис. 31.Наибольшее время релаксации имеют ядра водорода в составе жидкости, находящейся в крупных порах, с уменьшением размера пор ядра чаще соударяются со стенками пор и время их релаксации уменьшается, еще меньше время Т2 у ядер водорода в составе связанной воды в глинах и капиллярах.Огибающая импульсной последовательности сигналов спин-эха является суммой различных по значением Т2 отдельных компонент, каждая из которых соответствует группам пор разного размера. Посредством специальной математической обработки из этой огибающей можно выделить вклад каждой из компонент и получить кривую распределения Т2 во времени.51
A(t), отн.едО l'OÖ 200 300 400 t,McРис. 31. Изменения во времени сигнала спин-эха от ядер атомов водорода в составе воды в порах разного диаметраКривая распределения Т2 во времени может быть разбита на интервалы, характерные для различных групп пор. Площади, ограниченные кривой распределения Т2 в пределах этих интервалов, дают количественную оценку доли каждого компонента порового флюида (рис. 32). Так, содержанию связанной глинами воды соответствуют площади в интервале от 0,1 до 3 мс; капиллярно-связанной воде - 3-К20 мс и свободной воде в крупных порах - Т2 = 20^-1000 мс и более.В итоге можно определить и пористость и глинистость пород и остаточную водонасыщенность. Можно зафиксировать и наличие нефти в порах.Для ЯМР анализа отбирают однородные частицы шлама и заполняют ими пробирку объемом до 4 см . В пространство между частицами шлама заливают фторорганическую жидкость, поскольку она не содержит водорода и не создает сигнала, связанного с ядерной намагниченностью.Рис. 32. Распределение времени спин-спиновой релаксации в зависимости от компонент водыА, отн.ед вода, связанная глинойOJ 1 W 100 10* Т2)мскапиллярно- Сбязанная водас 6 ооодн а я I вода52
Спектрометрия естественного гамма-излучения шламаСпектрометрия естественного гамма-излучения шлама позволяет уточнить привязку проб шлама к глубине скважины путем сравнения результатов гамма-измерений на керне с диаграммами спектрометрического ГК скважины.Спектрометрию гамма-излучения керна проводят с помощью сцинтилляционного 4-х канального гамма-спектрометра. Один канал спектрометра настраивают на энергию излучения радиоактивного изотопа К40 - 1,46 МэВ; второй - на энергию излучения одного из продуктов распада U238, а именно, RaC (Bi214) - 1,76 МэВ; третий канал - на энергию продукта распада Тһ232 - ТҺС”(Т1208) - 2,61 МэВ; четвертый канал является интегральным и измеряет суммарное гамма-излучение всех естественных радионуклидов вместе. На рис. 33 приведены аппаратурные спектры гамма-излучения калия и радиоактивных семейств урана и тория. Сцинтилляционный детектор NaJ(Tl) (по Г. Ф. Новикову, 1989).Для повышения чувствительности измерения осуществляют в геометрии близкой к 4л. Для этого либо засыпают пробу в специальную цилиндрическую выемку в самом кристалле-сцинтилляторе, либо размещают ее между стенками двойного стакана, который надевают на кристалл-сцинтиллятор.Результаты гамма-спектрометрии позволяют не только уточнять привязку проб шлама к глубине скважины, но и определять природу радиоактивных аномалий и изучать условия осадконакопления [10].Рис. 33. Энергетические спектры гамма-излучения калия и радиоактивных семейств урана и тория. Сцинтилляционный детектор NaJ(Tl)53
Г изометрический анализ шламаМетодика и техника определения общего и покомпонентного содержания газа в шламе аналогична методике газового каротажа по промывочной жидкости. Для извлечения газов из шлама применяют термовакуумную дегазацию: нагревают шлам примерно до 70 °С и одновременно снижают давление в емкости, в которой он находится.Рис. 34. Четырехточечная установка для измерения электрического сопротивления образцов электролитическим методом:1 - эталонный раствор; 2 - ванночка; 3 - кассета с пробой шламаОпределение удельного электрического сопротивления шламаУдельное электрическое сопротивление (УЭС) шлама используют, во-первых, для уточнения его литологического состава и, во-вторых, для уточнения привязки проб шлама к глубине скважины.УЭС шлама определяют методом эталонных жидкостей [13]. Этот метод заключается в измерении кажущегося сопротивления (КС) эталонных жидкостей, в качестве которых можно использовать, например, растворы различной концентрации С, г/л поваренной соли в дистиллированной воде. Сопротивление растворов определяют по известным зависимостямРк =	[2]. Эталонные растворы 1 заливают в ванночку 2, в которойсмонтирована 4-х электродная установка AMNB для измерения рк раствора (рис. 34). По результатам измерений строят зависимость рк от УЭС раствора Ро “ (Рк = /(Ро) " Рис- 35, график А. Затем измерения с каждым эталонным раствором в ванночке повторяют, предварительно разместив между электродами кассету 3, в которой насыпана исследуемая проба шлама 4, и снова строят график в зависимости р'к = /'(р0). Абсцисса точки пересечения обоихграфиков А и В дает УЭС пробы шлама.Значения УЭС шлама могут быть использованы для определения плотности горных пород, т. к. установлено существование корреляционной связи между плотностью, удельным электрическим сопротивлением и глубиной залегания для каждой литологической разности [4].54
Рис. 35. Пример определения удельного электрического сопротивления шлама рш электрическим методом55
Глава 5 Архитектура аппаратурно-методического комплекса ГТИВ настоящее время отечественная промышленность выпускает несколько видов аппаратурно-методических комплексов (АМЕС) для ГТИ: «Мега-ГТИ», «Мега-АМТ», «Разрез-2» и др.На рис. 36 показана обобщенная блок-схема АМЕС ГТИ по В. Н. Широкову и др. 1996 [6] и дается ее описание. Дополнительно к устройствам, изображенным на рисунке, в состав АМЕС должны входить: агрегат бесперебойного питания, контрольно-измерительная аппаратура для проверки и ремонта, метрологические и проверочные (колибровочные) устройства.В случае проведения в составе ГТИ дополнительных геологических исследований АМЕС ГТИ включает еще и отдельную «геологическую кабину» со своим персональным компьютером (ПК). Необходимость в таких исследованиях возникает при бурении опорных, поисковых, разведочных и некоторых эксплуатационных скважин. Информация от технических средств «геологической кабины» обособлена во времени ее получения и собирается в ПК в виде отдельного файла, привязывается к истинным глубинам и передается на основной компьютер для формирования сводной отчетной документации за определенный период времени или по отдельному участку (или по всей глубине) скважины.В качестве регистраторов первичных данных используются монохромные и цветные принтеры различных конструкций. Их должно быть не менее двух: один для регистрации основных параметров в функции времени; второй - для регистрации комплекса параметров в функции глубины скважины.В случае использования забойной телеметрической системы (ЗТС) для измерения траектории скважины и некоторых геофизических характеристик разреза, для ЗТС должен быть предусмотрен отдельный регистратор (ПК).Параллельно с выводом любой информации на бумажный носитель вся информация попадает на жесткие диски ПК и периодически сбрасывается на дискеты.Средства оперативной обработки информации рассредоточиваются на трех уровнях:-	первый уровень (предобработки) производится непосредственно на буровой в составе системы сбора и обработки;-	второй уровень (первичная регистрация) производится в лаборатории на ПК типа ЈВМ/486 в режиме многоэкранного представления предварительно обработанной информации в реальном времени;-	третий уровень (вычисление производных параметров, решение интерпретационных и оптимизационных задач) производится в лаборатории на ПК типа ЈВМ/486, работающем в среде «Windows» в псевдореальном времени (со смещением представленных результатов на один шаг, равный 0,2-1 м).При комплексной обработке материалов время решения задач определяется сложностью интерпретационных алгоритмов.56
Рис. 36. Блок-схема аппаратурно-методического комплекса ГТИ (по В. Н. Широкову и др., 1996)Архивизация первичных данных, в также данных, полученных на всех этапах обработки, производится на штатных устройствах ПК. Все эти данные могут извлекаться оттуда по запросам пользователя для просмотра или для передачи «Заказчику» в стандартных форматах представления данных (LAS, GINTEL и т. п.).Вся имеющаяся информация ГТИ доступна пользователю в цифровом или графическом виде на экране дисплея и может быть использована для получения твердой копии.Визуализация данных выполняется в среде «Windows», обеспечивающей многооконную обработку графической информации. В каждом открываемом окне пользователь выбирает нужные ему данные ГТИ, заказывает требуемое для них оформление (цвет, масштаб и т. п.) и может сохранить такое описание окна для следующих сеансов работы.57
Список литературы1.	АшЖ. с соавторами. Датчики измерительных систем в 2-х кн.: пер. с фр. М.: Мир, 1992. 480,424 с.2.	Дахнов В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учебник для вузов. Изд. 2-е, перераб. М.: Недра, 1982. 448 с.3.	Лукьянов Э. И. Исследование скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979. 248 с.4.	Лукьянов Э. E., Стрелъченко В. В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997.5.	Определение петрофизических характеристик по образцам /под ред. В. Н. Кобраповой, Б. И. Извекова, С. П. Пацевич и др. М.: Недра, 1977. 432 с.6.	Скважинные геофизические информационно-измерительные системы. Учебное пособие для вузов /под ред. В. Н. Широкова, E. М. Митюшина, В. Д. Неретинаи др. М.: Недра, 1996. 317 с.7.	Скважины нефтяные и газовые. Геолого-технологические исследования. Общие требования: ГОСТ Р 53375-2009. М.: Стандартинформ, 2009. 20 с.8.	Сковородников И. Г. Геофизические исследования скважин Учебное пособие для вузов. Екатеринбург, изд. УГГУ, 2008. 462 с.9.	Спектор С. А. Электрические измерения физических величин: методы измерений: Учебное пособие для вузов. JL: Энергоатомиздат. Ленингр. отд., 1987. 320 с.10.Стрелъченко	В. В. Геофизические исследования скважин Учебник для вузов. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2008. 551 с.11.	Физический энциклопедический словарь / гл. ред. А. М. Прохоров, ред. кол. Д. М. Алексеев, А. М. Бонг-Бруевич, А. С. Боровик-Романов и др. М.: Сов. Энциклопедия, 1984. 944 с.12.Электрические измерения неэлектрических величин. Изд. 5-е, перераб. и доп.Л.: «Энергия», 1975. 576 с.13. А. с. № 1203423. Способ определения электрических свойств твердых образцов / Г. П. Саковцев, В. М. Сапожников, А. А. Кашкаров. Бюл. Изобр. №1, 1986.58
ПриложениеСПИСОК СОКРАЩЕНИЙ, ИСПОЛЬЗОВАННЫХ В ТЕКСТЕ АВПД - аномально высокое пластовое давлениеАМЕС	- аппаратурно-методический комплексВАК	- виброакустический каротажГВС	- газовоздушная смесьҒК	- гамма-каротажГС	- горизонтальная скважинаГТИ	- геолого-технологические исследованияД	- дозаторДМК	- детальный механический каротажИК	- инфракрасное излучениеКС	- кажущееся сопротивлениеКЭ	- компенсирующий элементЛБА	- люминисцентно-битуминологический анализНГК	- нейтронный гамма-каротажПЖ	- промывочная жидкостьПИД	- пламенно-ионизационный детекторПРН	- прибор регулируемого нагреваПС	- поляризация самопроизвольнаяРК	- разделительная колонкаРП	- регистрирующий приборСПМ	- спускоподъемный механизмСПО	- спускоподъемные операции при буренииУВГ	- углеводородные газыУЗ	- ультразвуковые колебанияУЭС	- удельное электрическое сопротивлениеЧЭ	- чувствительный элементЯМР	- ядерный магнитный резонанс59
СОДЕРЖАНИЕПРЕДИСЛОВИЕ	3 ВВЕДЕНИЕПараметры, регистрируемые при ГТИ в процессе бурения	4 Глава 1 Методы исследования разрезов скважин,основанные на регистрации технологических параметров бурения	6Метод продолжительности (скорости) бурения	6Определение величины углубления скважины	9Измерение числа оборотов долота	11Измерение осевой нагрузки на долото	11 Измерение вращательного моментана породоразрушающем наконечнике	13Фильтрационные методы	13Дебитометрический метод	14Расходометрический метод	17Метод дифференциального давления	18Виброакустический каротаж	20Глава 2 Изучение свойств промывочной жидкости	24Непрерывное определение плотности	24Измерение температуры	27Измерение объемного газосодержания	28Глава 3 Газовый каротаж	30Физические основы метода	30Аппаратура газового каротажа	31 Привязка результатов газового каротажак глубине скважины	33 Определение покомпонентного составауглеводородных газов	34Глава 4 Изучение геологического разреза по шламу разрушенных пород	40Отбор, подготовка проб шлама и привязка ихк глубине скважины	41Макро- и микроскопия шлама	42Фракционный анализ шлама	42Определение карбонатности	44Определение плотности горных пород	44Оценка пористости горных пород	45Люминисцентно-битуминологический анализ (ЛБА)	46Инфракрасная спектрометрия шлама	47Изучение шлама методом ядерно-магнитного резонанса	50Спектрометрия естественного гамма-излучения шлама	53Газометрический анализ шлама	54Определение удельного электрического сопротивления шлама	54Глава 5 Архитектура аппаратурно-методического комплекса ГТИ	56Список литературы	58Приложение	5960