Способ исследования разреза скважин в процессе бурения Советский патент 1985 года по МПК E21B47/09 E21B47/00 

. . . . . 2, Способ по п. 1, о т ли ч-аю щ и и с я тем, что, с целью обес печения регистрйцим обвальных пород по глубине скважины одновременно с регистрацией геохимических и физических свойств промывочной жидкое ти регистрируют распределение фракционйого состава бурового .шлама и сравнивают его с ожидаемым. 53. Способ по nv 1 о т л и ч а ю щ и и с я тем, что, с цельюполучения информации о коллекторных свойствах продуктивного пласта, после его выявления производят промывку с периодической заменой определенной части промывочной жидкости, закачиваемой в скваяину, на гкидкость с меньшим удельнь1М весом.

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

Изобретение относится к области исследования нефтяник и газовых скважин, а более конкретно к спосо бам оперативного исследования разреза сквазкин путем изучения геохимических и физических свойств пром вочйой жидкости и бурового ишама на устье скважины. Известны способы исследования скважин в процессе бурения, включакяцие определение геохимических и физических свойств проьфщочнрй жидкости и бурового шлама на устье скважины непрерывно по разрезу или по точкам. При этом изучают такие параметры промывочной жидкости как общее и покомпонентное газосодержан нефтесодержание, температуру, удель ный вес, удельную электропроводност и др. На образцах отобранного шлама проводят анализ на элементный и минеральный состав, нефтебитумосодержание определяют пористость, проницаемость, плотность, твердость, абразивность 1 и 23 . I . . ... Г Недостатком, снимающим точность в определении характеристик проходи tuiK пород такими способами, является наличие в промывочной жидкоети помех измеряемого параметра, которые присутствуют в промывочной жидкости, закачиваемой в скважину, или вносятся в процесс транспортиро ки ее по стволу скважины. Так, нагфимер, для оптимизации технологических УСЛОВИЙ бурения в некоторых случаях в промьшочную жидкость добавляют определенное количество нефти, которая циркулирует по скважине и системе отстойников и представляет собой существенный фон при определении нефтегазосодержания. Попадающая в промью очную жидкость нефть из ранее пробуренных продуктивных горизонтов накладьюается на этот фон и к тому же циркулирует по скважине и системе отстойников, еще более усложняя правильную регистрацию приращений нефтёсодёржани я промьшочной жидкости от разбуриваемого пласта. В этих условиях возможен пропуск некоторых нефтега зосодержащих пластов из-за небольшого превышения нефтегазосодержания промьшочной яаздкости над фоновым значением и помехами от вышележащих продуктивных горизонтов. Аналогичные помехи существуют и для других геохимических и физических параметров промьгаочной жидкости. Наиболее близким к изобретению является дифференциальньй способ исследования свойств промьгаочной жидкости на входе и выходе скважины, предусматривающий привязку параметров промьшочной жидкости на входе к параметрам на выходе скваямны задержкой регистрации измеряемого параметра на время эвакуации Из скважины полного объема промывочной Ж1ВДКОСТИ, циркулирующего в сква жине 3 . Однако, хотя известный способ учитывает фоновое значение измеряемого параметра, но влияние на свойства жидкости ранее пробуренных пластов в нем также не поддается регистрации. Кроме того, недостатками этого Способа являются сложность привязки свойств промь вочной жидкости к разрезу скважины, так как встречаются случаи притока жидкости в скважину или ееiухода 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 параиетров к вьгходным и-их обработкой. Цель изобретения - пдвьшение точ ности выявления продуктивных пластов и И1 ивяэкн бурового шлама к про ходимым пластам, обеспечение, регист рации обваяьнбк пород по глубине скв 1ЖИ1}ы, а также ползтаение информацйи о коллекторных свойствах продуктйваьк пдаст ов. Указа,нная дель достигается тем, что согласно способу исследования разреза скважин в продеесе бурения, включающему определение геохимических и физических свойств прбмывочной жидкости на выходе из скважины и сравнение их с фоновыми значенияМи, чередуют бурение с промывкой без бурения, причем промывкУ без бурения гфоизводят до стабилизации . свойств промывочной жидкости, а по значениям последних определяют фоно вые -значения .свойств .промывочной жидкости, . При этом одновременно с регистрацией геохимических и фйзичес,кнх свойств промывоч:ной жидкости рерист :рируют распределение фракционйого состава бурового пшама и сравнивают его с ожидаемым. Кроме того, после выявления продуктивного пласта производят промывку с периодической заменой определенной части промывочной жидкости закачиваемой : в скважину, на жидкость с меньшим удельным весом. 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 исследования, например, 0,5; tY 2 м После проходки интервала произв.одит ся промывка скважины до полной Стабилизации геохимических и физнчёс- ких параметров промывочной жидкости которые регистрируются одноканальной измерительной аппаратурой на устье скважины. При достижении стабилизации свойств промьшочной жццкости в ее фоновое значение измеряемых параметров входят постоянно присутствующие составляющие помех в закачиваемой в скважинупрокшвочноА жидкости и помехи, вносимые вышележащими цо разрезу скважины ранее пробуренными пластами. Эти значения стабилизированных параметров принимаются за точку отсчета пр111Уащевдя, вносимое разбуриваемым пластом. При проховдении скважиной интервала ипформация о нем присутствует в промьшочной айздкости и передается на устье скважины, где она регистрируется. Геохимический или физический сигнал на забое скважиньг имеет форму прямоугольника, длительность которого определяется временем бурения интервала, а его интенсивность - свойствами вещества пласта, разбуриваемым интерва- лом 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, I - ; :.-.-- . ; . На фяг. 1 и 2 приведены примеры искажения прямоугольного сигнала от разбуриваемого интервала пласта. На фиг. t показан случай, когда интервал исследования невелик или высока скорость бурения. Параметры забойного сигнала - длительность сигнала ,t и его амплитуда А,., На фнг. t показано постоянным фоновое значение, параметра с амплитудой . Появление сигнала на устье скважины происходит с задержкой по времени t, величина которой определяется скоростью движения промывочной жидкости в затрубном пространстве скважин. Фронты сигнала близки по форме к зкспонвнциальной кривой, параметры которой определяются.. (в основном) рерлогичёскими свойствами промьточной жидкости и величиной зазора затрубного пространства/ПРИ зтом устьевая амплитуда сигнала АСУ меньше забойной, а длительность на устье больше длительности забойного игнала t . На фиг. 2 показан лучайу когда интервал исследования равнительно велик или скорость

бурения невысока. В этом спучяе амплитуда изучаемого параметра на устье скважины АСУ приближается к его амплитуде на забое АСЗ,, так как переходные процессы составляют только часть длительности импульса.

При использовании способа необходимо так выбирать интервал исследования и такой технологический peжи 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 показав на фиг. 3, причем фоновая составляющая измеряемого сигнала Аср меняется по разрезу скважины. /Длительность импульса сигнала t, выбрана постоянной, а длительность перерьгоа между интервалами бурения tg определяется временем восстановления свойств дромывочной жидкости. Устьевая амплитуда сигнала измеряемого параметра А{,у различна и связана только со свойствами разбуриваемого пласта.

Для оценки влияния скорости движения промьшочной 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

, УПОР . -i). Уд

П

приведенный коэффицие К ент изучаемого параметра j ,

соответственно объем

V ор п выбурейной породы за интервал бурения и объем прошедшей за время бурения через долото промывочной жидкостидиаметр скрян., м ,

1)

V - скорость проходки интервала исследования, м/с,

Q - расход промывочной жидкости, л/с.

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

Для регистрации этим способом такого геохимического параметра, как шлам производится его отбор из потока промывочной жидкости с последующим анЕшизом. При этом отбирается определенная фракция, время лрихода которой от начала бурения интервала характеризует глубину нахождения забоя скважины и ее четкую привязку к разбуриваемым пластам. Определение времени отставани заданной фракции шлама или глубины нахождения забоя по времени прихода фракции производится по формуле, получен ной преобразованием формулы Риттингера

Н()°

И

0-r,f5()K 4 idVjf

п п

Н

глубина нахождения загдебоя скважины, м;

D, d соответственно диаметр скважины и внешний диаметр бурильной трубы, м

а расход промывочной жидкости, л /с;

dr эквивалентный диаметр частицы шлама, см; коэффициент формы (20 К™ ; 52)-,

соответственно плотност породы и промьгаочной жикости, г/см .

При этой формуле с достаточным для практических целей приближением можно определить характер распределния 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 дщя идентификации вышележащими породами для определения интервала обралыиих пород. На фнг. l приведен расчетный гра фик зависимости времени отставания tpTc-T частиц шлама в зависимости от размера частиц при следующих параметрах режима бурения: D 0,295 А 0,141 м,- Н - 3000 м} 01 40 л/с )(п, 1,5 г/см Гп 2,4 г/см-, Кф 52. В левом нижнем углу графика толстой вертикальной линией по.казано время прихода забьйной порции буровой жидкости к устью скважины от начала проходки интервала бурения. Из графика видно, что при взятых для примера технологических усло:виях 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 вы раженными нефтяными или газовыми пр явлениями бурение также останавливается (промьшка продолжается) и в скважину закачивается определенный столб бурового раствора с меньшим удельным весом (например, вода), рассчитанный таким образом, чтобы давление на забое уменьшилось, напр мер, на 5% на время подъема этого столба к устью скважины. Затем закачивается столб промывочной жидкости такого объема, чтобы давление на забое уменьшилось на 10% и т.д. При этом наблюдается повышенный вьпсод газа или нефти из испытьшаемого пласта. Это превышение нефтегазосодержания регистрируется на устье скважины. Такая смена промьшочной 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 задан5ном Понижении уровня промьтпотмо; жидкости в затрубиом пространс.тие. Процесс временного .понижения дявлония на забое с последуюпшм выносом промывочной жидкости и ее анализа на нефтегазосодержание 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 сформироваСогласно предлагаемому способу исследования разреза скважины в процессе бурения с целью получения бо лее 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 промьшочной жидкости, в частности уменьшение удельного веса промывочной жидкости. Такой способ исследования скважин в процессе бурения в первую очередь предназначен для его применения в регионах со сложными геологическими условиями, где вынос керна невелик или экономически нецелесообразен, а также при бурении опорных скважин. Применение способа исследования кважин в процессе бурения обеспеивает увеличение точности при вывлении нефтяных и газовых пластов а счет правильного определения фоовых значений геохимических и фиических параметров промывочной идкости, увеличение точности приязки образцов шпама к горизонтам, з которых они получены, устранение актора обвальных пород и пород торичного измельчения.

-4 1

1&-

tu

а

2f

-ЖФиг.З

огпст(м(/н.} 0,01 0,02 0,05 0,1 0,2 Of3 0,S фиг.4 1,0 2,0 3,0 )