Способ исследования разреза скважин в процессе бурения

 

1. СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ РАЗРЕЗА СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ, включающий определение геохимических и физических свойств промывочной жидкости на выходе из скважины и сравнение их с фоновьв и значениями, отличающийся тем, что, с целью повышения точности выявления продуктивныз{ пластов и привязки бурового пшама к проходимым пластам , чередуют бурение с промьгокой без бурения, причем промывку без бурения производят до стабилизации свойств промывочной жидкости, по значениям последних определяют фоновые значения свойств промывочной жидкос-ис. (Л О5 о о on

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛ ИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (l9) . 0»

e(s» Е 21 В 47/00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ABTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЬЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ

{21) 3669761/22-03 (22) 08, 12. 83 (46) 07.06.85. Бюл. Ф 21 (72) А.С. Моисеенко., А.А. Махов, С.Б. Киселев и И.В. егоposa (71) Московский ордена Октябрьской

Революции и ордена Трудового Крас= ного Знамени институт нефтехимической и газовой промьппленности им. И.М. Губкина .(53) 550.839:622.241(088.8) (56) 1. Автоматизированные .системы сбора и обработки геолого-геофизической информации в процессе бурения скважин., М., ВНИИОЭНТ, 1976 °

2. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. М., "Недра", 1979, с. 106-138 °

3. Авторское свидетельство СССР

9 221605, кл. Е 21 В 47/00, 1968

{прототип). (54) (57) 1. СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ

РАЗРЕЗА СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ, включающий определение геохимических и физических свойств промывочной жидкости на выходе из скважины и сравнение их с фоновыми значениями, отличающийся тем, что, с целью повьппения точности выявления продуктивных пластов и привязки бурового илама к проходимым пластам, чередуют бурение с промывкой без бурения, причем промывку без бурения производят до стабилизации свойств промывочной жидкости, по значениям последних определяют фоновые значения свойств промывочной жидкости, 1160015

2. Способ по п. 1, о т л и ч ° аю шийся 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 области исследования нефтяных и газовых скважин, а более конкретно к способам оперативного исследования разреза скважин путем изучения геохи- . 5 .мических и физических свойств промывочной жидкости и бурового шлама на устье скважины. . Известны способы исследования скважин в процессе бурения, вклю- t0 чающие определение геохимических и физических свойств промывочной жидкости и бурового шлама на устье скважины непрерывно по разрезу или по точкам. При этом изучают такие параметры промывочной жидкости как общее и покомпонентное газосодержание, нефтесодержание, температуру, удельный вес, удельную электропроводность и др. На образцах отобранного шла- 20 ма проводят анализ на элементный и минеральный состав, нефтебитумосодержание„ определяют пористость, проницаемость, плотность, твердость, абразивность (13 и (2 . 25

1 ,Недостатком, снимающим точность в определении характеристик проходимых пород такими способами, является наличиЕ в промывочной жидкости помех измеряемого параметра, которые пригутствуют в промывочной жидкости, закачиваемой в скважину, или вносятся в процесс транспортировки ее по стволу скважины. Так. на3$ пример, для оптимизации технологических условий бурения в некоторых случаях в промывочную жидкость добавляют определенн6е количество нефти, которая циркулирует по скважине и системе отстойников и представляет собой существенный фон

3. Способ по п. 1, о т л и ч аю шийся .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 отстойников, 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 физи- . ческих параметров промывочнбй жидкости»

Наиболее близким к изобретению является дифференциальный способ исследования свойств промывочной жидкбсти 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 поддается

9 регистрации. Кроме того, недостатками этого способа являются сложность привязки свойств промывочной жидкости к разрезу скважины, так как

15 4 стабилизации 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 .

s 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. 3 показан случай, когда интервал исследования невелик или высока скорость бурения. Параметры забойного сигнала — длительность сигнала и и его амплитуда А

На фиг. 3 показано постоянным фоновое значение параметра с ампли- . тудой А . Появление сигнала на устье скважины происходит с задержкой по времени t, величина которой определяется скоростью движения промйвочной жидкости в затрубном пространстве скважин. Фронты . . сигнала близкй по форме к экспоиаициальиой кривой. параметры которой определяются:(в основном) реологическими 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 t . На фиг. 2 показан случайу когда интервал исследования сравнительно велик или скорость

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 5О исследования, например, 0,5 1 2.м.

После проходки интервала производится промывка скважины до полной стабилизации геахимических и физических параметров-промывочной жидкости, 55 кот6рые регистрируются одноканальной измерительной аппаратурой на устье скважины. При достижении

3 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 инфор= мацки о коллекторных свойсгвах про" дуктивных пластов.

Указанная цель достигается тем, что согласно способу исследования разреза скважин в процессе бурения,. включающему определение геохимнческих 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.

1 t 6 i 2(l 2 1 бурения невысока. В этом случае амплитуда изучаемого параметра на устье скважины Ас, приближается к его амплитуде на забое A<@, так как переходные процессы составляют 5 только часть длительности импульса.

ЗО

T по пх

При использовании способа необходимо так выбирать интервал исследования и такой технологический режи2 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 сигнала с„ выбрана постоянной, а длительность перерыва между интервалами бурения определяется временем восстановЬ ления 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 вЂ” приведенный коэффици+ ент изучаемого параметра соответственно объем выбуренной породы за интервал бурения и объем прошедшей за время бурения через долото промыв, чтой жидкости, диаметр скяа,н lii, М, Ч вЂ” скорость проходки интервала исследования, м/с, Я вЂ” расход промывочной жидкости, л/с.

В общем виде этот коэффициент определяет количество, например, газа, нефти, шлама и т.д. в единице объема промывочной жидкости.

1О Для регистрации этим способом такого геохимического параметра, как шлам производится его отбор из потока промывочной жидкости с последующим анализом. При этом отби35 рается определенная фракция, время ,прихода которой от начала бурения интервала характеризует глубину нахождения забоя скважины и ее четкую привязку к разбуриваемым плас26 там. Определение времени отставания заданной фракции шлама или глубины нахождения забоя по времени прихода фракции производится по формуле, полученной преобразованием формулы

25 Риттингера где Н вЂ” глубина нахождения забоя скважины, м;

D, и — соответственно диаметр

35 скважины и внешний диаметр бурильной трубы, м;

9. — расход промывочной жидкости, л/с;

d2- — эквивалентный диаметр

49 частицы шлама, см;

К, — коэффициент формы (20—

52); — соответственно плотность породы и промывочной жид43 кости, г/см .

При этой формуле с достаточным для практических целей приближением можно определить характер распределения фракционного состава на устье © скважины. Причем, если в промывочную жидкость попадают обвальные породы, то они легко отличаются по несовпадению закона распределения фракции на устье скважины. Эти обвальные породы не анализируются или анализируются для идентификации вышележащими породами для определения интервала обваль1н1х пород.

Согласно предлагаемому способу

1 исследования 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 при30 менения в регионах со сложными геологическими условиями, где вынос керна невелик или экономически нецелесообразен, а также при бурении опорных скважин.

Применение способа исследования скважин в процессе бурения.обеспечивает увеличение точности при выявлении нефтяных и газовых пластов

40 эа счет правильного определения фоновых значений геохимических и физических параметров промывочной жидкости, увеличение точности привязки образцов шлама к горизонтам, 45 из которых они получены, устранение фактора обвальных пород и пород вторичного измельчения.! 1б00

На фиг. 4 привелен расчетный график зависимости времени отставания частиц шлама в зависимости от размера частиц при следующих параметрах режима бурения: П = 0,295 и;

d = 0,141 м; Н =- 3000 м1 Я. = 40 л/с; — 1,5 г/см, 7„= 2,4 г/см ;

Кф = 52. В левом нижнем углу графика толстой вертикальной линией по- казано время прихода забойной пор- 1б ции буровой жидкости к устью скважины от начала проходки интервала бурения. Из графика видно, что при взятых для примера технологических условиях бурения частицы шлама диаметром более 3 см из скважины не выходят и подвергаются вторичному измельчению. Если во время, когда ожидается 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 в скважину закачивается определенный столб бурового раствора с меньшим удельным весом (например, вода), рассчитанный таким образом, чтобы давление на забое уменьшилось, например, на 5 на время подъема этого ! столба к устью скважины. Затем закачивается столб промывочной жид,кости такого объема, чтобы давление на забое уменьшилось на 10%

35 и т,д. При этом наблюдается повышенный выход газа или нефти из испытываемого пласта. Это превышение нефтегазосодержания регистрируется на устье скважины, Такая смена промывочной жидкости может проводиться неоднократно до окончательного,выяснения количества флюида в пласте, условия его нахождения и коллекторских свойств пласта.

Понижение забойного давления может проводиться при заранее заданном понижении уровня промыли чн< и жидкости в эатрубном пространстве.

Процесс временного понижения ивле†ния 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 сформироваО лась.

1160015

11б00!5

4Ю

41 аг щ às o za zu e,()

4Уиг.4

Составитель В. Сидоров

Техред А.Бабинец Корректор Л. Пилипенко

Редактор О. Бугир

Заказ 3708/27 Тираж 540 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ПЛП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4