Технологические параметры, характеризующие режим бурения скважины

При проведении тазового каротажа в процессе бурения для ориентировочного литологического расчленения разреза скважины, привязки данных газового каротажа к соответствующим глубинам, перехода от содержания УВ в ПЖ к содержанию УВ в пласте, вскрытом скважиной, оперативного выделения в разрезе скважины интервалов притока ПФ в скважину и поглощения фильтрата ПЖ в пласт и прогнозирования зон АВПД проводят измерение и определение ряда технологических параметров, характеризующих режим бурения скважины, — продолжительности бурения скважины Т₁ показателя экспоненты ¹b, расхода ПЖ в скважине.

Продолжительность бурения 1 м., скважины Т₁ (в мин/м) является величиной, обратной механической скорости «чистого» (когда долото находится па забое скважины) бурения V₆ (в м/ч.), и определяется из выражения:

Т₁ = 60 / V6.

Измерение Т₁ по стволу скважины и ее регистрация о масштабе глубин, иногда называемое механическим каротажем (МК), дает сведения о плотности пород, пересеченных скважиной. Хотя величина Т₁ существенно зависит от применяемого бурильного инструмента, его состояния и режима бурения, по относительному изменению Т₁ по стволу скважины можно расчленять разрез и получать дополнительные сведения для выделения слабосцементированных пород и коллекторов. При больших скоростях бурения иногда проводится детальный механический каротаж (ДМК) с записью Т₁ на растянутом диапазоне малых значений. На кривой ДМК производится более детальное литологическое расчленение разреза скважины.

Важной особенностью кривом Т₁ является корреляцией по реперам с кривыми ПС и ГК; поэтому параметр Т₁ — эффективное средство совмещения по глубинам каротажных и газокаротажных диаграмм, что важно при комплексной оперативной интерпретации данных ГИС и газового каротажа. Показатель экспоненты b — параметр, непосредственно характеризующий плотность разбуриваемых пород. Он позволяет учитывать влияние на продолжительность бурения T₁ диаметра долота, частоты его вращения, нагрузки на него, пластового давления и плотности ПЖ. Поэтому параметр b более четко, чем Т_1, позволяет производить литологическое расчленение разреза скважины и прогнозировать геологические объекты в нем, например зоны АВПД.

Показатель экспоненты b определяется по эмпирической формуле:

Где:

b — в усл. ед.;

k_Тд — безразмерный коэффициент, связанный с типом долота;

k_р — коэффициент, характеризующий отношение градиента нормального пластового давления к плотности ПЖ;

n_д — частота вращения долота в об/мин;

Р_д — нагрузка на долото в Н;

d_H — номинальный диаметр долота в см.

Для регистрации b по стволу скважины требуется измерение величин n_д и Р_д, что при турбинном бурении связано с необходимостью передачи забойной информации на поверхность, и наличие специального электронного счетно-решающею устройства или бортовой микро-ЭВМ для определения b и регистрации ее изменения по стволу скважины.

При роторном бурении в ряде случаев определяют величины n_д и Р_д на отдельных точках разреза скважины по показаниям наземных датчиков и рассчитывают b по специальным номограммам.

Расход ПЖ на «входе» скважины Q_вх зависит в основном от числа работающих буровых насосов. При постоянном числе работающих насосов он" изменяется в сравнительно небольших пределах. Поэтому обычно при газовом каротаже за величину Q_вх принимается производительность буровых насосов О_пасп в л/с, указанная в паспорте.

Величину Q_вх можно измерить с помощью индукционного расходомера, монтируемого на выходе буровых насосов. Однако его можно установить только при монтаже оборудования буровой до прессовки линии высокого давления, а газовый каротаж, как правило, проводится начиная с определенной глубины скважины (порядка 1000 м.). Поэтому индукционный расходомер на «входе» скважины не получил применения при газовом каротаже.

За рубежом дли определения широко используются счетчики числа ходов бурового насоса. Зная объем ПЖ, закачиваемой в скважину за один ход насоса, V_н (в л.) по числу n_H ходов в I мин., можно определить Q_вх в л/с:

Более точно с учетом плотности ПЖ у_ж (в г/см³) величина Q_вх (в л/с) может быть определена по эмпирической формуле:

Где:

— постоянный коэффициент, зависящий от конструкции насоса:

d_П — диаметр поршня насоса в дм;

d_ш — диаметр штока насоса в дм;

— длина ходя поршня насоса в дм.

Если используются несколько буровых насосов, то для каждого Q_вх определяется отдельно, а затем эти величины Q_вх суммируются.

Расход ПЖ на «выходе» скважины Q_вых зависит как от величины Q_вх, так и от наличия поглощения фильтрата ПЖ в пласт или притока ПФ в скважину.

Поэтому Q_вых является важным параметром для выделения коллекторов и интервалов поглощения и притока в разрезе скважины. Весьма существенна оперативность выделения интервалов поглощения и притока по Q_вых, так как ПЖ. практически несжимаема и поэтому появление поглощения или притока на забое скважины через несколько секунд отмечается изменением Q_вых.

Для измерения Q_вых в отечественных АГКС и АГИС применяется специальный измеритель объема эвакуированной из скважины ПЖ. выдающий дискретные электрические сигналы при эвакуации объемов ПЖ, равных ДV_ж. По этим сигналам подсчитывается объем ПЖ, эвакуированный из скважины за единицу времени, — величина Q_вых.

Дифференциальный расход ПЖ в скважине определяется из выражения:

Несмотря на кажущуюся простоту выражения в отечественных АГКС отсутствует аппаратура для определения хотя и были разработаны технические пути ее определения. Отсутствие такой аппаратуры связано в основном с описанными выше сложностями определения. Поэтому даже в современных отечественных АГИС определяется при оперировании величиной или против непроницаемых интервалов в разрезе скважины вместо величины .

В отличие от этою способа определения, иногда называемого дебитометрическим способом выделения коллекторов. существует и применяется в некоторых районах России метод определения объема ПЖ в мерной емкости (мернике) по уровню H_м в ней, который иногда называют фильтрационным каротажем (ФК). Измерение величины Н_м вместо широко практикуется за рубежом.

В России этот метод получил ограниченное применение, так как он менее эффективен для оперативного выделения интервалов поглощения и притока и. главное, требует высокого качества применяемых ПЖ, в частности, приготовленных из специальных глиняных порошков, которые выпускаются в ограниченном объеме.

Коэффициент разбавления Е (в м³/м³), показывающий, какой объем ПЖ, эвакуированной из скважины, приходится на единицу объема выбуренной породы, определяется из выражения:

Где:

d_H — в см;

— в л/с.

Коэффициент разбавления Е, позволяющий учитывать влияние режима бурения скважины на результаты газового каротажа, был предложен Л. М. Чекалиным. С 1966 г., все АГКС оснащаются аппаратурой для определения коэффициента разбавления. С помощью этого коэффициента стал возможен переход от величин Г_сум, q и Г_х.сум к параметрам, характеризующим содержание нефти и газа в единице объема пласта, вскрытого скважиной.