Способ исследования разреза скважин в процессе бурения

(я) Е 21 В 47/О ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕ Н АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ ГОСУДАРСТВЕННЬЙ НОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ(46) 07.06.85. Бюл, В 21 (72) А,С. Моисеенко., А.А. Махов, С.В, Киселев и И,В. Егорова. (71) Московский ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Крас-. ного Знамени институт нефтехимической и газовой промьппленности им. И,М. Губкина"Недра", 1979, с. 106-138.3, Авторское свидетельство СССР 9 221605, кл. Е 21 В 47/00, 1968 (прототип)(54) (57) 1. СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯРАЗРЕЗА СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ,включающий определение геохимическнхи физических свойств промывочнойжидкости на выходе из скважины исравнение их с фоновьв)и значениями,о т л и ч а ю щ и й с я тем, что,с целью повьппения точности выявления продуктивных пластов и привязкибурового вщама к проходимым пластам, чередуют бурение с промывкойбез бурения, причем промывку безбурения производят до стабилизациисвойств промывочной жидкости, позначениям последних определяют фоновые значения свойств промывочнойжидкости,1160 О 15 2, Способ по п. 1, о т л и ч аю щ и й с я тем, что, с целью обеспечения регистрации обвальных пород по глубине скважины, одновременно с регистрацией геохимических и физических свойств промывочной жидкости регистрируют распределение фракционйого состава бурового .шлама и сравнивают его с ожидаемым. Изобретение относится к областиисследования нефтяных и газовыхскважин, а более конкретно к способам оперативного исследования разреза скважин путем изучения геохи- . 5.мических и физических свойств промы.вочной жидкости и бурового шламана устье скважины,. Известны способы исследованияскважин в процессе бурения, вклю Очающие определение геохимическихи физических свойств промывочнойжидкости и бурового шлама на устьескважины непрерывно по разрезу илипо точкам, При этом изучают такиепараметры промывочной жидкости какобщее и покомпонентное газосодержание,нефтесодержание, температуру, удельный вес, удельную электропроводностьи др. На образцах отобранного шлама проводят анализ на элементныйи минеральный состав, нефтебитумосодержание определяют пористость,проницаемость, плотность, твер-.дость, абразивность 13 и 12 . 251,Недостатком, снимающим точностьв определении характеристик проходимых пород такими способами, является наличие в промывочной жидкости помех измеряемого параметра,которые пригутствуют в промывочнойжидкости, закачиваемой в скважину,или вносятся в процесс транспортировки ее по стволу скважины. Так. на 33пример, для оптимизации технологических условий бурения в некотбрых случаях в промывочную хщдкостьдобавляют определенное количествонефти, которая циркулирует по скважине и системе отстойников и представляет собой существенный фон 3. Способ по п. 1, о т л и ч аю щ и й с я тем, что, с целью по" лучения информации о коллекторных свойствах продуктивного пласта, после его выявления производят:промывку с периодической заменой определенной части промывочной жидкости, закачиваемой в скважину, на жидкость с меньшим удельным весом. при определении нефтегазосодержания. Попадающая в промывочную жид-косТь нефть из ранее пробуренных продуктивных. горизонтов накладывается на этот фон и к тому же циркулирует по скважине и системе отстой" ников, еще более усложняя правильную регистрацию приращений нефтесодержания промывочной жидкости от разбуриваемого пласта, В этих условиях возможен пропуск некоторых нефтегазосодержащих пластов из-за небольшого превышения нефтегазосодержания промывочной жидкости над фоновым значением и помехами от вышележащих продуктивных горизонтов. Аналогичные помехи существуют и для других геохимических и физических параметров промывочнбй жидкостиНаиболее близким к изобретению является дифференциальный способ исследования свойств промывочной жидкости на входе и выходе скважины, предусматривающий привязку пара- . метров промывочной жидкости на входе к параметрам на выходе скважины задержкой регистрации измеряемого параметра на время эвакуации из скважины полного объема промывочной жидкости, циркулирующего в сква - жине 3. Однако, хотя известный способ учитывает фоновое значение измеряемого параметра, но влияние на свойства жидкости ранев пробуренных пластов в нем также не поддается9регистрации. Кроме того, недостатками этого способа являются сложность привязки свойств промывочной жидкости к разрезу скважины, так как3 11600 встречаются случаи притока жидкости в скважину или ее, ухода из скважины, что почти не поддается контролю, а также необходимость наличия сложной регистрирующей аппаРатуры в связи с двухканальной структурой схемы измерения с четкой привязкой результатов измерения входных параметров к выходным и их обработкой.Цепь изобретения - повышение точ- ц ностй выявления продуктивных пластов и привязки бурового шлама к проходимым пластам, обеспечение регистрации обвальнЫх пород по глубине скважины, а также получение информации о коллекторных свойсгвах про" дуктиввых пластов.Указанная цель достигается тем, что согласно способу исследования разреза скважин в процессе бурения, включающему определение геохимических и физических свойств промывочной жидкости на выходе из скважины и сравнение их с фоновыми значениями, чередуют бурение с промывкой беэ бурения, причем промывку без бурения производят до стабилизации . свойств промывочной жидкости, а по значениям последних определяют фоновые значения, свойств промывочной жидкости.При этом одновременно с регист" рацией геохимических и физических свойств промывочной. жидкости регист:рируют распределение фракционного. состава бурового шлама и сравнивают его с ожидаемым.Кроме того, после выявления продуктивного пласта производят промывку с периодической заменой определенной части промывочной жидкости,40 закачиваемой: в скважину,.на жидкость с меньшим удельным весам. Сущность способа заключается в следующем.При подходе скважины к наиболее важным, с точки зрения геологии, горизонтам процесс бурения производится интервалами, размеры которых определяются требуемой. детальностью О исследования, например, 0,5 1 2.м. После проходки интервала производится промывка скважины до полной стабилизации геахимических и физических параметров промывочной жидкости,которые регистрируются одноканальной измерительной аппаратурой на устье скважины. При достижении 15 4стабилизации свойств промывочной жидкости в ее фоновое значение измеряемых параметров входят постоян, но присутствующие составляющие помех в -закачиваемой в скважину промывочной жидкости и помехи, вносимые вышележащими по разрезу скважины ранее пробуренными пластами. Эти значения стабилизированных параметров.принимаются эа точку отс-. чета приращения, вносимое разбуриваемым пластом.При прохождении скважиной интервала информация о нем присутствует . в промывочной жидкости и передается на устье скважины, где она регистрируется. Геохимический или.физический сигнал на забое скважины имеет форму прямоугольника, длительность которого определяется временем бурения интервала, а его. интенсивность - свойствами вещества пласта, разбуриваемым интерза лам и скоростью прокачки промывочной жидкости. При подъеме на устье скважины форма геохимического или физического сигнала, который переносится промывочной жидкостью, искажается в .соответствии с ее переходной характеристикой.На фиг 1 и 2 приведены примеры искажения прямоугольного сигнала от разбуриваемого интервала пласта. На фиг. 1 показан случай, когда интервал исследования невелик или высока скорость бурения. Параметры забойного сигнала - длительностьсигнала й и его амплитуда А. На фиг. 3 показано постоянным фоновое значение параметра с амплитудой А . Появление сигнала на устье скважины происходит с задержкой по времени с , величина которой определяется скоростью движения промйвочной жидкости в затрубном пространствескважин. Фронты сигнала близкй по форме,к эксповавциальиой кривой. параметры которойопределяются,(в основном) реологвческими свойствами промывочной жидкости и величиной зазора эатрубного пространства. При этом устьевая амплитуда сигнала А меньше забойной, а джтельность на устье А, больше длительности забойного сигнала й . На фиг. 2 показан случайу когда интервал исследования сравнительно велик или скорость11 бЭ) Ч - скорость проходки интервала исследования,м/с,Я - расход промывочнойжидкости, л/с.В общем виде этот коэффициентопределяет количество, например,газа, нефти, шлама и т,д, в единице объема промывочной жидкости.1 О Для регистрации этим способомтакого геохимического параметра,как шлам производится его отбор изпотока промывочнойжидкости с последующим анализом, При этом отби 35 рается определенная фракция, время,прихода которой от начала буренияинтервала характеризует глубину нахождения забоя скважины и ее четкую привязку к разбуриваемым плас 26 там, Определение времени отставаниязаданной фракции шлама или глубинынахождения забоя по времени приходаФракции производится по формуле,полученной преобразованием формулы25 Риттингера бурения невысока. В этом случаеамплитуда изучаемого параметра наустье скважины А приближаетсяк его амплитуде на забое А , таккак переходные процессы составляют 5только часть длительности импульса. ЗО где Н - глубина нахождения забоя скважины, м;О, Й - соответственно диаметр 35 скважины и внешний диаметр бурильной трубы, м;9, - расход промывочной жидкости, л/с;дг - эквивалентный диаметр 49частицы шлама, см;К, - коэффициент формы (20 -52);1, - соответственно плотностьпороды и промывочной жид кости, г/см .При этой формуле с достаточнымдля практических целей приближениемможно определить характер распределения Фракционного состава на устье 5 скважины, Причем, если в промывочную жидкость попадают обвальныепороды, то они легко отличаются понесовпадению закона распределенияФракции на устье скважины. Эти обвальные породы не анализируются илианализируются для идентификации вышележащими породами для определенияинтервала обвальных пород.ПОР ПХ При использовании способа необходимо так выбирать интервал исследования и такой технологический режим бурения, чтобы устьевой сигнал был максимально приближен к сигналу, показанному на фиг. 2. Это необходимо для количественной оценки изучаемого параметра. Вид сигналов при чередовании бурения и промывки при соблюдении этого условия показан на фиг. 3, причем Фоновая составляющая измеряемого сигнала А, меняется по разрезу скважины. Длительность импульса сигналавыбрана постоянной, а длительность перерыва между интервалами буренияопределяется временем восстанов- Ьления свойств промывочной жидкости. Устьевая амплитуда сигнала измеряемого параметра А различна и связана только со свойствами разбуриваемого пласта. Для оценки влияния скорости движения промывочной жидкости в затрубном пространстве скважины на амплитуду изучаемого параметра целесообразно пользоваться приведенным кокоэффициентом этого параметра, который определяется как отношение объема выбуренной породы за интервал бурения к объему прошедшего за это время бурового раствора и равен где К - приведенный коэффици+ент изучаемого параметрасоответственно объемвыбуренной породы заинтервал бурения иобъем прошедшей завремя бурения черездолото промывочной жидкости,диаметр скяа,н,о.вэ в) лампСфпзСогласно предлагаемому способуисследования разреза скважины в процессе бурения с целью получения более достоверной информации осуществляется внешнее воздействие (с поверхности) на объект исследования, в качестве которого выступают изучаемые пласты, Таким воздействием является изменение режима бурения, в частности его остановка, и изменение Физических свойств промывочной жидкости, в частности уменьшение удельного веса промывочной жидкости. Такой способ исследования скважин в процессе бурения в первую очередь предназначен для его при" 30 менения в регионах со сложными геологическими условиями, где вынос керна невелик или экономически нецелесообразен, а также при бурении опорных скважин. Применение способа исследованияскважин в процессе бурения.обеспечивает увеличение точности при выявлении нефтяных и газовых пластов 40эа счет правильного определения фоновых значений геохимических и Физических параметров промывочнойжидкости, увеличение точности привязки образцов шлама к горизонтам, 45из которых они получены, устранениефактора обвальных пород и породвторичного измельчения.1 б 00На Фиг. 4 приведен расчетный график зависимости времени отставанияС частиц шлама в зависимостиот размера частиц при следующих параметрах режима бурения: П = 0,295 и;с 1 = 0,14 1 м; Н .= 3000 м 1 Я. = 40 л/с;Феж = 1,5 г/см, Уя = 2,4 г/см;КФ = 52, В левом нижнем углу графика толстой вертикальной линией по"казано время прихода забойной порции буровой жидкости к устью скважины от начала проходки интервалабурения. Из графика видно, что привзятых для примера технологическихусловиях бурения частицы шлама диаметром более 3 см из скважины невыходят и подвергаются вторичномуизмельчению. Если во время, когдаожидается приход фракции, например,размером 0,5 см приходит шлам большего размера, то он относится к обвальным породам.При обнаружении пласта с явно выраженными нефтяными или газовыми проявлениями бурение также останавливается (промывка продолжается) и вскважину закачивается определенныйстолб бурового раствора с меньшимудельным весом (например, вода),рассчитанный таким образом, чтобыдавление на забое уменьшилось, например, на 57 на время подъема этогостолба к устью скважины, Затем закачивается столб промывочной жид,кости такого объема, чтобы давление на забое уменьшилось на 10 Е35и т,д. При этом наблюдается повышенный выход газа или нефти из испытываемого пласта. Это превышениенефтегазосодержания регистрируетсяна устье скважины, Такая смена промывочной жидкости может проводитьсянеоднократно до окончательного ,выяснения количества Флюида в пласте,условия его нахождения и коллекторских свойств пласта.Понижение забойного давления может проводиться при заранее заданном понижении уровня промьпичн ."1 жидкости в эатрубном пространстве. Процесс временного понижения давления на забое с последующим выносом промывочной жидкости и ее анализа на нефтегаэосодержание является опробованием пласта в процессе бурения, Тем более важно, что опробование производится сразу же после того, как пласт пробурен и его зона проникновения еще не сформировайлась.11 б 005 дЮ ао о Составитель В. СидоровТехред А.Бабинец Корректор Пилипенк актор О Б Заказ 3708/27 Тираж ВНИИПИ Государствеии по делам изобрете 113035, Москва, Ж, Р