Способ исследования скважин в процессе бурения Советский патент 1987 года по МПК E21B47/00 E21B47/04 

Изобретение относится к области исследования скважин в процессе бурения и предназначено для выявления продуктивных интервалов в разрезе скважин и определения коллекторных свойств проходимых пород при проведении буровых работ на нефть и газ.

Цель изобретения - повышение достоверности выявления продуктивньрс пластов 3h счет повьииения точности определения величины приращения неф- тесодержания промывочной жидкости на уровне фоновых значений.

Сущность способа заключается в следующем.

Перемещение восходящим потоком порции промывочной жидкости, обогащенной на забое пластовой нефтью, удобно рассматривать как распространение сигнала по линии связи.

Переходная характеристика гидрогеохимической линии связи с учетом турбулентности движения промывочной жидкости по затрубному пространству определяется выражением

.N

h(t) 1 - (tyt) При этом

г H/(v (1 + 1/N.)),

(О

(2)

время движения промывочной жидкости по затрубному пространству; - средняя скорость движения

промывочной жидкости; - текущее значение глубины

скважины;

- постоянный коэффициент. такой линий связи верхняя грачастота полосы пропускания яется по формуле

W KIT /21

(3)

Фоновое нефтесодержание промывочной жидкости не зависит от ее объемного расхода. Выбором соответствующего режима работы буровых насосов достигается изменение объемного расхода промывочной жидкости в скважине с постоянной частотой и амплитудой. При этом изменение во времени фонового нефтесодержания подчиняется синусоидальному закону .

При вскрытии скважиной продуктивного пласта происходит обогащение призабойной порции промывочной жидкости пластовым флюидом, что соответствует поступлению на вход линии свяаи кроме сигнала фонового нефтесо- держания промывочной жидкости информативного сигнала, определяющего неф- тесодержание разбуриваемой породы.

При этом не составляет .труда определить отношение мощности сигнала на выходе гидрогеохимической линии связи, отвечающей полосе частот от О до о), к полной мощности.

Граничная частота полосы пропускания, в пределах которой сосредоточена основная часть мощности сигнала, определяется формулой

15

а к,-и„/ь.

(4)

где и - Средняя ft o глубине скорость

проходки; К - постоянный -коэффициент.

Исследование процесса работы долота на забое позволяет установить, что при определенных устовиях в случае вскрытия скважиной залежи в Призабойной -зоне осуществляется амплитудная модуляция сигнала фонового нефтесодержания промывочной жидкости сигналом, характеризующим концентрацию в промывочной жидкости пластового флюида.

Это возможно при условии, если частота изменения расхода промывочной жидкости не меньше удвоенного значения граничной частоты полосы пропускания, в пределах которой сосредоточена основная часть мощности сигнала.

Необходимым условием передачи сигнала по линии связи 40

5 с

;

где частота изменения расхода

промывочной жидкости-. После несложных преобразований можно получить, что модуляция сигна- 45 ла возможна при выполнении, условия

Н-иц fl ) ()

(5)

где К , К - постоянные коэффици- 50 енты.

При этом частота несущего сигнала может, быть найдена из соотношения.

U.1, ft(N+1). / ()-К LV,/h 55 о

На приемном конце гидрогеохимической линии связи, т.е. на устье скважины выделяется спектральная составляющая сигнала в полосе частот

и IJ cj f- о о - - с

Выбирают режим работы буровых насосов таким образом, чтобы объемный расход промывочной жидкости в скважине изменялся с постоянной амплитудой и частотой без изменения средней скорости движения промывочной жидкости по затрубному пространству. На устье скважины регистрируется информативный сигнал, пропорциональный нефтесодержанию эвакуируемой из скважины промывочной жидкости. Полученный сигнал поступает на вход полосового аналогового фильтра с полосой пропускания, определяемой выражением

лиЗ оО + К и /h .

О 1 t .

Сигнал интегрируется, регистрируется в функции истинных глубин в виде кривой газонефтепроявлений.

Пример реализации способа.

Для опробования способа проведены исследования на действующей скважине. Средняя скорость движения промывочной жидкости 5,2 м-с На интервале глубин 0-200 м средняя скорость проходки 0,5 м-с . Значение средней по глубине мощности пласта h взято минимальным, равным 1 м. Значения коэффициентов N 2, ,320, К , . Таким образом, на участке 0-200 условие (5) не вьтолнялось. На участке 200-2000 м скорость проходки 0,0007 М С ; при этом условие (5) также не выполнялось. В интервале 2000-2500 м при скорости проходки 0,00044 м-с соблюдено вьтол нение указанного условия. Осуществлена модуляция с несущей частотой 0,1 Гц. Выделяется сигнал в полосе частот ) 0,1+0,003 Гц. При пересечении скважиной продуктивного пласта зафиксировано увеличение объемного нефтесодержания промывочной жидкости на уровне фона, которое составляет 2,4%.

Основное техническое преимущество способа заключается в повышении достоверности выявления продуктивных пластов в разрезе бурящейся скважины за счет повышения точности определения приращения нефтесодержания про- мьшочной жидкости на уровне фоновых значений. Высокая точность определения 1рира1дения нефтесодержания промывочной жидкости обусловлена тем.

81664 4

что процесс распространения порции промывочной жидкости, обогащенной на забое пластовым флюидом, по затрубному пространству рассматривается как 5 распространение амплитудно-модулиро- ванного сигнала по линии связи, что позволяет выделять, на устье скважины информативный сигнал в определенной полосе частот.

JO Аналогичные результаты могут быть получены при определении газопоказа- НИИ и пшамосодержания, что свидетельствует об универсальности способа.

5 Фотэмула изобретения

Способ исследования скважин в , процессе бурения, включаюпщй регистрацию изменения нефтесодержания промывочной жидкости на выходе скважины и его привязку к глубине, отличающийся тем, что, с целью пЬвьш1ения достоверности выявления продуктивных пластов за счет- повыше25 ния точности определения величины приращения нефтесодержания промывочной жидкости на уровне фоновых значений, в процессе бурения измеряют текущее значение глубины скважины, скоTQ рости проходки и скорости движения промывочной жидкости, контролируют вьтолнение условия

20

35

H Ut.. Л (N+1)

h - 2К K(Kj + l)

где Н - текущее значение глубины

скважины, м; h - средняя по глубине мощность.,

пласта, м; и - средняя по глубине скорость

проходки, Vj - средняя скорость движения

промывочной жидкости, м-с ; N, Kj, К,, К - постоянные коэффици- енты,

при соблюдении которого измеряют расход закачиваемой в скважину промы- в.очной жидкости с постоянной частотой и амплитудой с одновременной .регистрацией изменения нефтесодержания промывочной жидкости и последующим вьщелением спектральной составляющей полученного сигнала в полосе частот, выбираемой по формуле

&и)х)±К,. ,

где acJ - полоса частот, Гц;

и) - частота изменения расхода промывочной жидкости, Гц

51281664 6

и по величине амплитуды указанной сое- не судят о величине приращения нефтесо- тавляклцей в данном спек тральном диапазо- держания промьшочной жидкости.

Изобретение относится к .технике бурения и позволяет с высокой достоверностью выявлять продуктивные пласты за счет повышения точности определения величины приращения неф- тесодержания промывочной жидкости (ПЖ) на уровне фоновых значений. Для этого в процессе бурения измеряют текущее значение глубины скважины, скорости проходки и скорости движения ПЗК и контролируют выполнение условия Н U /h (N+ + 1)/2K,-K(K,+I), где Н - текущее значение глубины скважины, м; h - средняя по глубине мощность пласта, м; Uf - средняя по глубине скорость проходки, М С ; Vj - средняя ско- К 7 рость движения ШК, м-с ; N, К К - постоянные коэффициенты. При соблюдении этого условия измеряют расход закачиваемой в скважину ШК с постоянной частотой и амплитудой. Одновременно регистрируют изменение Нефтесодержания ШС. Затем вьщеляют спектральную составляющую полученно- го сигнала в полосе частот, выбираемой по формуле aW , , где u W- полоса частот, Гц; W - изменения расхода П/Х, Гц. По величине амплитуды указанной составляющей в данном спектральном диапазоне су- дят о величине приращения нефтесодер- жания ПЖ. (Л