Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Метод продолжительности бурения, известный еще как метод скорости бурения (механический каротаж), основан на измере­нии времени, необходимого для бурения единицы проходки (1,0; 0,5; 0,4; 0,25; 0,2; 0,1 м). Продолжительность бурения записыва­ли с первых дней развития нефтяной промышленности. В тече­ние многих лет механический каротаж проводили путем размет­ки рабочей (ведущей) трубы на метровые интервалы и записи времени, за которые каждая метка подходила к вкладышам рото­ра. Этот метод еще практикуется в некоторых районах. Недоста­ток его — необходимость точной разметки трубы и субъектив­ные ошибки при определении времени бурения 1 м.

В 40-х годах в СССР и за рубежом появились механические приборы регистрации продолжительности бурения. Их появле­ние связано в основном с внедрением в практику геолого­поисковых работ газокаротажных станций, оснащенных глубино­мерами. На первых полуавтоматических станциях оператор вруч­ную отмечал время бурения единицы проходки (1,0; 0,5; 0,3; 0,25 м), а затем строил на миллиметровке кривую скорости (в м/ч) или продолжительности (в мин/м) бурения. На автоматических газо­каротажных станциях АГКС-55/59 метровые метки наносились автоматически на непрерывно движущуюся диаграммную ленту с последующей ручной перестройкой кривой продолжительности бурения в функции глубин. Аналогичные приборы появились за

рубежом в комплекте КИП буровой установки. Последующие модели автоматических газокаротажных станций (АГКС-65, АГКС-

4, модели США и Франции) содержали устройства, автоматиче­ски регистрирующие кривую продолжительности бурения на диа — . граммной ленте в масштабе глубин.

Датчики глубин в первых моделях станций (ГКС-3; АГКС — 55/59; АГКС-65) были связаны тросиком с талевым блоком или вертлюгом, в последней модели (АГКС-4) — с ходовым концом талевого каната. Движение талевого блока через ходовой конец талевого каната передается мерному ролику и далее через редук­тор сельсину-датчику, соединенному по индикаторной схеме с сельсином-приемником, расположенным в панели глубин. Из­менение глубины скважины пропорционально передвижению талевого блока буровой установки. Такие же глубиномеры при­менялись и на первых моделях автоматических станций контро­ля параметров бурения (АСПБ) [81]. На последних моделях АСПБ используются электронные глубиномеры, датчики которых так­же связаны с ходовым концом талевого каната. Продолжитель­ность бурения (механическая скорость бурения) есть обобщен­ный параметр, характеризующий процесс разрушения горной породы, зависящий от ряда технологических и технических фак­торов, а также от свойств разбуриваемых горных пород.

Влияние указанных технико-технологических факторов на ме­ханическую скорость бурения детально рассмотрено в гл. 1. Здесь уместно проиллюстрировать влияние отдельных факторов на скорость бурения в виде графиков зависимости скорости буре­ния от тех или иных факторов.

Очень большое влияние на скорость бурения оказывает на-

V грузка на долото. От величины нагрузки зависит режим разру­шения породы — поверхностное истирание, усталостно-объем­ное или объемное разрушение. Естественно, что при объемном разрушении достигается максимальная механическая скорость бурения. Все исследователи [33, 81, 144] считают, что повыше­ние нагрузки ведет к росту механической скорости бурения, но в различной степени. Эта зависимость может быть линейной и степенной с показателем степени, меняющимся в широких пре­делах. В отдельных случаях зависимость может быть даже убы­вающей.

На рис. 4.2 изображены типичные кривые У=/(С) для объемно­го, усталостного и поверхностного режимов разрушения [33].

В общем виде зависимость механической скорости от нагруз­ки можно записать так:

Рис. 4.2. Зависимость скорости бурения V от осевой нагрузки С.

усталостное,

Разрушение: 1 — объемное, 2 ■ 3 — поверхностное

У= ав"’,

где акт — коэффициенты, зависящие от свойств породы, конструкции долота и других режимных пара­метров.

✓

В зависимости от свойств породы показатель т может ме­няться от 0,6 до 3, причем по данным В. С. Федорова [168] ми­нимальное значение т {<.т<2) характерно для твердых пород и наибольшее (2 <; т <; 3) — для мягких. В работе [62] для мягких пород т = 0,6, а для всех остальных т = 1. Величина т зависит также от шага зубьев, их взаиморасположения по отношению к образующей конуса, угла при вершине зубьев, т. е. чем рацио­нальнее рабочая поверхность шарошек относительно данной по­роды, тем выше значение т [168].

Существенное влияние на показатель т оказывает степень очист­ки забоя от шлама. При плохой очистке забоя эффективность на­грузки резко снижается, так как на забое образуется шламовая по­душка, и механическая скорость бурения уменьшается за счет вто­ричного перемалывания шлама. Зашламление забоя может снизить показатель т до единицы, а иногда и меньше. Таким образом, сте­пень очистки определяет величину нагрузки на долото.

Следует отметить еще одну особенность ^в зависимости ): повышение критической нагрузки &кр способствует иногда не увеличению V, а снижению ее [140]. Величина (7кр зависит от крепости породы (чем меньше критическое напря­жение породы, тем меньше (7кр), степени очистки забоя сква­жин от выбуренной породы (чем меньше шлама на забое, тем выше (7кр), рабочей поверхности долота (чем ниже зубья ша­рошек, тем меньше (7кр). Последнее объясняется тем, что по­сле погружения зубьев шарошек под нагрузкой (7 = (7кр в по­роду на величину, равную высоте наименьших зубьев, даль-

Рис. 4.3. Зависимость скорости бурения V от вращения долота п.

Разрушение: / — объемное, 2 — усталостное,

3 — поверхностное

нейшее увеличение <7 не приводит к увеличению погружения, а следовательно, и к росту V.

Другими исследователями [62, 81] наличие такой нагрузки Скр не подтвердилось. Фактором, существенно влияющим на ско­рость бурения, также является частота вращения долота п [62, 81, 140].

С ростом числа оборотов долота увеличивается число пораже­ний забоя зубьями шарошек в единицу времени, растут скорость удара зубьев о породу и динамическая составляющая нагрузки на долото.

Все это обеспечивает рост V. Но с увеличением п уменьшает­ся время контакта зуба с породой т, что способствует снижению скорости бурения. Поэтому зависимость V =/(п) очень сложна [174].

При различных режимах разрушения породы — поверхностном, усталостном и объемном зависимость У=/(п) различна (рис. 4.3).

В общем виде зависимость У=/(п) можно выразить уравнением

V — апь,

где ап Ь — коэффициенты, зависящие от свойств породы и режима бурения.

Показатель степени при п меняется в широких пределах, но, как правило, Ь < , причем меньшие величины Ь соответствуют породам большей твердости.

В. С. Федоров показывает и в этой зависимости наличие кри­тического числа оборотов якр. Но другие исследователи такого максимума не подтверждают.

Режим промывки, а также качество промывочного агента, как Уже указывалось выше, очень сильно воздействуют на процесс раз­рушения, а следовательно, и на скорость бурения.

Рис. 4.4. Зависимость скорости бурения V

от расхода промывочной жидкости (Э:

/ — К = <2/(а + ЬО), 2- У = х<0«

Многочисленные исследователи [17, 38, 56, 58, 83, 1 11] ука­зывают на влияние величины расхода промывочной жидкости £> на механическую скорость бурения. Расход обеспечивает очист­ку забоя от шлама и недостаточная его величина ведет к зашлам — лению забоя, вторичному перемалыванию шлама, а следователь­но, и к снижению V.

В. С. Федоров на основании своих данных и данных дру­гих авторов делает вывод о том, что в общем виде зависимость

V =/( (?) описывается уравнением

0/(а + ЬО),

где а и 6 — коэффициенты, зависящие от свойств проходи­мых пород, качества промывочной жидкости, конструкции долот и других параметров режима бурения. Данная зависимость изображена на рис. 4.4.

На рис. 4.4 видно, что с увеличением <2 скорость бурения асим­птотически стремится к некоторому значению Кг шах — Это объяс­няется тем, что при достижении полной очистки забоя от шлама величина расхода уже не влияет на скорость бурения, т. е. увели­чение его не дает положительного эффекта.

По данным другого автора [65] связь между Vи £? можно вы­разить уравнением

К=г()0",

где Ц! и а — коэффициенты, зависящие от тех же факторов, что и в предыдущей формуле (см. рис. 4.4).

При турбинном бурении (кроме описанного непосредствен­ного влияния 0 на скорость бурения) увеличение расхода про­
мывочной жидкости вызывает пропорциональное увеличение числа оборотов турбобура «, что может привести к более резко­му, чем при роторном бурении и электробурении, росту механи­ческой скорости.

Для числа оборотов долота, как указывалось выше, существу­ет критическое значение якр, следовательно, при турбинном бу­рении и для <2 существует такое значение (}кр, превышать кото­рое не следует [65, 81].

Кроме того, увеличение расхода (? приводит к росту потерь давления в затрубном пространстве, которое является составляю­щей дифференциального давления на забой. Повышение диф­ференциального давления приводит к снижению механической скорости, причем это справедливо как для роторного, так и для турбинного бурения. Это еще раз подтверждает, что повышение расхода не всегда дает положительный результат.

При работе долота на забой действует гидростатическое давле­ние столба промывочной жиякости /;1С. давление потерь в затруб­ном пространстве А/;,,, и поровое давление проницаемого пластарт. Алгебраическая сумма этих давлений называется дифференциаль­ным давлением в системе «скважина — пласт» [81]:

Ар = Ргс + Арзп — Рпл-

Процесс бурения, как правило, идет в условиях положи­тельного перепада между скважинным и пластовым давлени­ем. Под действием этого перепада происходит фильтрация про­мывочной жидкости в породу: мелкие частицы выбуренной породы и глинистый фильтрат закупоривают постоянно об­новляемый поверхностный слой забоя. В связи с этим прони­цаемость поверхностного слоя многократно снижается по срав­нению с ненарушенным слоем породы, а градиент давления на поверхности забоя многократно возрастает. В результате высоких градиентов давления порода прижимается к массиву с таким усилием, что затрудняется откол частиц. Параллельно с этим действует другой отрицательный фактор: при большом значении Ар частицы выбуренной породы заново консолиди­руются, образуя плотную, псевдопластичную «штукатурку» на забое, и силы сцепления между ними достаточно велики, что­бы управлять скоростью бурения. Следует отметить, что пер­вый фактор действует только в проницаемых породах при на­личии рпл, тогда как второй справедлив и для плотных непро­ницаемых глин.

Эффект влияния дифференциального давления на скорость бурения в значительной степени зависит от свойств пород. При бурении слабопроницаемых и непроницаемых пород величина рт очень мала по сравнению с /;гс, и, следовательно, величина (/>ге + ААп) практически не уравновешивается, т. е. все давление передается на забой (рис. 4.5). Естественно, что в глинах диф­ференциальное давление Ар оказывает наибольшее отрицатель­ное влияние на скорость бурения [67, 81, 180]. Кроме того, мяг­кие породы под действием давления еще более уплотняются, вы­зывая вторичное снижение скорости бурения.

V

и

о

*0 у, сП

Рис. 4.5. Зависимость скорости бурения Кот дифференциального давления Др.

о

Породы: 1 — непроницаемые, 2 — слабопроницаемые, 3 — высокопроницаемые Рис. 4.6. Зависимость скорости бурения Vот вязкости промывочной ЖИДКОСТИ |Л

При бурении твердых пород (исключающих доуплотнение) с большой проницаемостью и нормальным поровым давлением дифференциальное давление оказывает очень малое воздейст­вие на скорость бурения [67, 81], так как на поверхности разру­шения не образуется повышенного градиента давления из-за свободного поступления промывочной жидкости в пласт (см. рис. 4.5). Бурение пород с аномально высоким поровым давле­нием осуществляется намного быстрее при тех же параметрах бурения, так как в этом случае уравновешивающая составляю­щая дифференциального давления рпл велика и на поверхности забоя действует небольшое давление А/;; иногда же Ар < 0. Сле­дует также отметить, что перепад давления Ар влияет на ско­рость лишь в некоторых пределах (до 35 кгс/см2). Дальнейшее увеличение Ар [81, 116] уже не ведет к снижению механической скорости бурения.

Эффективность влияния Др зависит от нагрузки, приложен­ной к долоту. С ростом нагрузки темп снижения V в зависимо­сти от Ар растет [67, 81, 180].

Описывая влияние качества промывочной жидкости на эф­фективность бурения, ограничимся только рассмотрением его основных параметров — удельного веса, вязкости, фильтрации (водоотдачи), содержания твердой фазы.

Плотность промывочной жидкости р входит составляющей в величину гидростатического давления ргс и давления потерь в затрубном пространстве Арш, влияние которых на механическую скорость бурения уже описано. Косвенное влияние плотности промывочной жидкости на V выражается в следующем: потери давления в циркуляционной системе увеличиваются пропорцио­нально росту плотности промывочной жидкости, и если насосы работают на максимальной гидравлической мощности, то увели­чение плотности промывочной жидкости, а следовательно, и давление на насосе приведут к пропорциональному снижению расхода промывочной жидкости, а следовательно, и к снижению скорости бурения [81, 157].

Получены такие зависимости скорости бурения от плотности промывочной жидкости:

V = I — кр,

V = арь + с,

Г — 5

Р

где а, Ь, с, к, I, т, х, г — коэффициенты, зависящие от

природных и технологических факторов.

Общепризнанное отрицательное влияние увеличения вязкости промывочной жидкости на механическую скорость бурения объяс­няется тем, что более вязкие жидкости медленно проникают в по­роду под долотом и тем самым хуже способствуют их разрушению. Повышение вязкости промывочной жидкости вызывает снижение скорости бурения в слоях, расположенных около забоя (скорость потока обратно пропорциональна вязкости), что приводит к ухуд­шению удаления частиц породы из-под долота [81].

На основании этого можно предположить, что изменение вяз­кости меньше влияет на разрушение пород с низкой проницае­мостью, так как в этом случае проникновение жидкости в тре­щины под долото очень мало.

По данным [81] увеличение вязкости ц > 40 сП уже не приво­дит к снижению скорости бурения; наибольшее ее влияние на­блюдается при вязкости |х до 49 сП (рис. 4.6).

Многие исследователи [157 и др.] в своих работах показыва­ют отрицательное влияние твердой фазы в промывочной жид­кости на скорость бурения. Однако только П. Л. Мур [81] по­пытался объяснить это тем, что присутствующие в жидкости твердые частицы способствуют увеличению времени, необхо­димого для полного удаления отколотых частиц породы. Даже если и принять во внимание это непосредственное влияние кон­центрации твердой фазы на скорость бурения, то косвенное ее влияние оказывается неизмеримо большим. По данным [81, 157] повышение содержания твердой фазы ведет к росту плотности промывочной жидкости, дифференциального давления на за­бой и вязкости. Эти факторы и влияют на скорость бурения. Например, когда промывку осуществляли водобентонитовым и водоглицериновым раствором (без твердой фазы), то лучшие результаты получили в первом случае, так как вязкость водо­глицеринового раствора была выше [81].

Таким же образом можно оценить влияние на V водоотдачи. Она влияет на скорость бурения не непосредственно, а через изменение вязкости раствора.

В работе [81] предполагается оценивать обшее влияние расхо­да и свойств промывочной жидкости на скорость бурения, поль­зуясь функцией числа Рейнольдса (Яе)

SHAPE \* MERGEFORMAT

( /О V £0_ (1х

Яе = А:

при 2 < Ле < 100,

—

где О Р с!

расход промывочной жидкости;

— ее плотность;

— диаметр насадок долота;

— кинематическая вязкость жидкости.

Как правило, породы большей прочности и твердости разбу­риваются труднее, т. е. с меньшей скоростью, чем мягкие. Объяс­
няется это тем, что режим разрушения (поверхностный или объ­емный) и соответственно скорость бурения зависят от соотно­шения между прилагаемой нагрузкой и прочностью породы. При увеличении прочности породы и постоянной нагрузке режим разрушения может перейти из объемного в поверхностный, что приведет к снижению скорости бурения.

Прочность породы зависит от ее пористости (чем больше по­ристость, тем меньше прочность), поэтому пористые породы разбуриваются легче, чем монолиты. Иногда более твердые, но более пористые породы разбуриваются быстрее, чем менее твер­дые, но очень плотные пласты (например, твердые песчаники — часто разбуриваются быстрее, чем более|Мягкие глины).

Проницаемость породы также способствует улучшению — процесса разрушения. При разбуривании проницаемой гор­ной породы промывочная жидкость или ее фильтрат быстро проникают в породу под долотом и в полость под частицей, что обусловливает более быстрое отделение продуктов разру­шения от массива.

Выше было показано, какое большое воздействие на скорость бурения оказывает дифференциальное давление. Пластовое (или поровое) давление, являясь составляющей дифференциального давления, естественно, очень сильно влияет на скорость буре­ния. В связи с этим скорость бурения будет выше в менее проч­ных породах, более пористых и проницаемых и в породах с вы­соким поровым давлением.

Таким образом, на эффективность процесса разрушения по­роды (в данном случае на механическую скорость бурения или продолжительность бурения) влияет множество технологических и геологических факторов. Чтобы добиться более высокой эф­фективности разрушения, необходимо регулировать технологи­ческие параметры процесса бурения, а чтобы получить какую — либо геологическую информацию, необходимо учитывать влия­ние этих же параметров на скорость бурения. Возникает двойная необходимость регистрации технологических параметров — для оптимизации бурения и для решения геологических задач.

Метод продолжительности бурения используется во время бурения скважины, как правило, до проведения стандартных промыслово-геофизических измерений в стволе скважины. Этим и определяется его геологическое значение.

По-видимому, наиболее эффективно применять метод про­должительности бурения (механический каротаж) для выделе­ния пористых зон. Если будет отмечено уменьшение продол­жительности бурения поисковой скважины в интервалах, где предполагается наличие пластов-коллекторов, то бурение нуж­но немедленно прекратить. Далее по вынесенным циркули­рующей промывочной жидкостью кусочкам шлама можно ус­тановить, надо ли уже пройденный пористый интервал опро­бовать испытателем пластов, а остальную его часть пройти с отбором керна.

Кроме того, по данным продолжительности бурения в соче­тании с результатами анализа шлама путем сравнения данной диаграммы с диаграммами соседних скважин можно скорректи­ровать разрез еще во время бурения; это удобно для выбора ин­тервалов отбора керна и опробования испытателем пластов, вы­деления интервалов, где может быть установлен пакер при опро­бовании пластов в открытом стволе, для определения глубин спус­ка обсадных колонн и др.

В некоторых случаях данные метода продолжительности бу­рения также дают возможность: 1) устанавливать контрольные точки при описании разреза по шламу; 2) уточнять привязку шлама к глубине; 3) контролировать качество отбираемого шла­ма; 4) судить о литологической характеристике интервалов, про­ходимых без отбора керна; 5) сопоставлять разрезы скважин еще до проведения электрометрии; 6) сопоставлять замеры глубины, полученные по буровому инструменту, с данными стандартных промыслово-геофизических методов.

Анализируя возможности применения диаграмм продолжитель­ности бурения, можно видеть, что ряд задач при правильной ре­гистрации кривой продолжительности бурения может быть ре­шен без какой-либо дополнительной обработки полученной ин­формации. Если режимно-технологические параметры в процес­се отдельного рейса меняются незначительно, а проходка на одно долото достигает десятков и сотен метров (чем гарантируется не­значительное изменение износа долота в близлежащих интерва­лах), то диаграмма продолжительности бурения позволяет решать практически все перечисленные выше задачи.

При этом выбор способа представления конечной информа­ции имеет принципиальное значение. Загрубление информации по глубине (т. е. выбор слишком большого шага квантования) и неправильный выбор шкалы повсеместно приводят к тому, что метод продолжительности бурения не позволяет решить постав­ленные задачи, вследствие чего делаются неверные выводы о не­возможности выделения в ряде районов пород-коллекторов ме­тодом продолжительности бурения.

В настоящее время наиболее совершенным (с точки зре­ния представления конечной информации) является способ регистрации кривой продолжительности бурения при прове­дении детального механического каротажа (ДМК) на станци­ях АСПБ [81].

При выполнении ДМК автоматически регистрируется кривая продолжительности бурения на ленте шириной 270 мм, протяги­ваемой с шагом квантования 25; 50 и 100 см в масштабе глубин 1:500 и 10; 20 и 40 см в масштабе 1:200. Вся шкала разбита на 200 дискретных уровней, запись осуществляется на трех масшта­бах 0—3; 0—7,5 и 0—15 мин/м. Это позволяет четко фиксировать любое изменение буримости пород в большом диапазоне (4—1000 м/ч) с высокой точностью и чувствительностью.

Опыт эксплуатации станций АСПБ в Западной Сибири, Коми и в Крыму показывает, что ДМК позволяет надежно выделять

Рис. 4. 7. Расчленение карбонатных отложений по данным ДМК (для сравнения приведена диаграмма КС)

породы-коллекторы с повышенной (по сравнению с вмещаю­щими породами) пористостью. На примере Коми (площадь Во — зей) можно показать (рис. 4.7), что по результатам ДМК хорошо выделяются и карбонатные породы-коллекторы, которые по кри­вой продолжительности бурения, регистрируемой станцией АГКС, не выделялись.

На станциях АГКС-65 и АГКС-4АЦ шкала кривой продолжи­тельности бурения принята 0—40 мин/м при ширине 8 см. Весь диа­пазон разбит на 40 дискретных уровней через 1 мин/м. Это приво­дит к тому, что хорошо буримые проницаемые коллекторы на этой кривой практически не будут выделяться. Предположим, что ско­рость бурения при разбуривании пласта-коллектора возросла с 25 до 50 м/ч, т. е. в 2 раза. На кривой продолжительности бурения при использовании станций АГКС-65 (АГКС-4АЦ) это изменение не найдет отражения, так как при этом будет фиксироваться лишь одно значение — 2 мин/м, хотя практически время бурения интер­вала в 1 м изменится с 2,4 до 1,2 мин/м, т. е. тоже в 2 раза. Поэтому по данным станции АГКС-65 (АГКС-4АЦ) нельзя не только диф­ференцировать коллектор по буримости, но и в большинстве слу­чаев выделять его на фоне вмещающих пород.

«У Выбор шага квантования кривой продолжительности бурения в различных геолого-технологических условиях должен опреде­ляться в основном возможным диапазоном изменения скоро­стей бурения. Ориентировочно при скоростях бурения >100 м/ч шаг квантования следует применять 40 см (1:200) и 100 см (1:500), в диапазоне скоростей бурения 1—100 м/ч — 20 см (1:200) и 50 см (1:500), при скоростях <10м/ч— 10см (1:200) и 25см (1:500). При этих условиях не будут пропущены даже маломощные тон­кослоистые пласты-коллекторы.

J В зависимости от геологической задачи кривая буримости должна обеспечить: 1) четкое выделение коллектора на фоне вмещающих пород; 2) выделение в пределах коллектора слабо­проницаемых малоперспективных разностей.

Первое требование, очевидно, должно выполняться при ис­следовании поисковых и разведочных скважин, а также эксплуа­тационных скважин в районах, где выделение границ пласта — коллектора по данным комплекса промысловой геофизики за­труднено.

Второе требование должно соблюдаться при исследовании экс­плуатационных скважин в районах, где границы пласта-коллек­тора однозначно отмечаются по комплексу промысловой геофи­зики. В этом случае в пределах коллектора выделяются малопер-

спективные разности, проводить перфорацию против которых не имеет смысла.

В зависимости от сформулированных требований должна ме­няться и регистрация кривой буримости. Первому требованию лучше всего отвечает кривая скорости бурения (в м/ч), второ­му— кривая продолжительности бурения в (мин/м).

На рис. 4.8 в сопоставлении с диаграммой стандартной элек­трометрии показаны обе эти кривые. Однако можно получить кривую буримости, удовлетворяющую как первому, так и второ­му требованиям. Обоим требованиям отвечает кривая продол­жительности бурения А, записанная в логарифмическом масшта­бе. Она позволяет уверенно выделять не только границы пласта — коллектора, но и хорошо дифференцировать сам пласт-коллек­тор (при условии, что режимно-технологические параметры ме­няются в рейсе незначительно).

Однако, если режимно-технологические параметры в рейсе пре­терпевают значительные изменения, решение задачи литологиче­ского расчленения разреза и выделения пористых пластов-кол — лекторов по кривой продолжительности бурения бывает затруд­нено, а иногда и невозможно. Поэтому многие исследователи [43] предлагают методики интерпретации кривой продолжительности бурения с учетом изменения режимно-технологических парамет-

Рис. 4.8. Кривые скорости Ки продолжительности Т бурения в сопоставлении с диаграммами электрометрии

ров, что позволяет в той или иной степени нормализовать кривую продолжительности бурения.

Степень нормализации зависит от правильности выбора мо­дели бурения, т. е. от учета доминирующих факторов, влияющих на процесс бурения.

Например, В. Н. Дахновым [43] предложена модель, описы­ваемая уравнением

Т = с акр, (4.1)

где Т — продолжительность бурения;

с — коэффициент, определяемый давлением на режу­

щую площадь начальной опорной поверхности долота числом лопастей (для лопастных долот), продолжительностью работы долота на забое и качеством очистки забоя; окр — критическое напряжение горных пород.

При этом под критическим напряжением, называемым в дру­гих работах пределом прочности и коэффициентом крепости [43], понимается сопротивляемость горных пород разрушению долотом в процессе бурения. Этот параметр является сложной функцией временных сопротивлений породы на сжатие и срез и зависит от характера разрушающей нагрузки. При динамиче­ской нагрузке окр может быть в 10 раз меньше критического напряжения при статической нагрузке. Разрушение горных по­род долотом обусловливается как статическими, так и динами­ческими усилиями, причем доля тех и других зависит от спосо­ба бурения, типа долота и других факторов. Поэтому критиче­ское напряжение характеризует свойство пород при бурении их однотипным буровым инструментом и при неизменяющемся способе бурения.

При бурении пластических пород разрушение их обычно про­исходит через цемснтируюйпсе вещество или вдоль границ его соприкосновения с зернами породы. Критическое напряжение таких пород в основном зависит от прочности цемента и его связи с частицами породы.

Для карбонатов и песчаников критическое напряжение умень­шается с возрастанием коэффициента пористости кп. Эта зави­симость удовлетворяет эмпирическому уравнению [43]

(4.2)

1ёс7кр = А— Вкп,

где А и В — коэффициенты, определяемые минеральным составом и структурой пород.

Данная зависимость обусловливает возможность выделения высокопористых осадочных пород по диаграммам продолжитель­ности бурения.

В. Н. Дахнов [43] считает, что при интерпретации диаграмм продолжительности бурения целесообразно ввести понятие о приведенном критическом напряжении пород акрпр, понимая под этим сопротивляемость разбуриванию фиктивной среды, для которой соблюдается закономерность (4.2). Тогда

Г2

(4.3)

Т = —2-ст

2 кр пр 5

пр

где /’о — начальная опорная поверхность долота;

п — число оборотов долота в 1 мин;

р — давление, действующее на режущую поверхность

долота.

Считается, что при переходе из одной породы в другую при постоянных режимных параметрах изменения значений акрпр и Т связаны с изменением коэффициента акр При этом

акр /а! р — Г/Г, (4.4)

где акр и Т — критическое напряжение и продолжительность проходки в породах, механические свойства которых неизвест­ны; о *, и Т* — то же, в породах с известными механическими свойствами (рыхлые пески и однородные пластичные глины). Формула (4.4) дает возможность рассчитать

сткр = (Т / Т*)а’кр,

если известны Т, Т* И (7*кр.

Зависимость, аналогичная (4.3), получена другими авторами на основании использования уравнения Федорова [68]:

о Б

Т = -^-, (4.5)

сп О

где акр — критическое напряжение породы;

— начальная поверхность долота; с — коэффициент размерности; п — число оборотов долота в 1 мин;

С — нагрузка на долото.

Непременное условие определения критического напряжения по формулам (4.3)—(4.5) — непрерывная регистрация скорости вращения долота и нагрузки на долото.

Учет специфических особенностей конкретных месторожде­ний позволяет в ряде случаев с успехом применить упрощенную методику интерпретации для решения конкретных геологических задач. Например, нами [81] был предложен относительный па­раметр буримости Дт для оперативного выделения коллектора в Л процессе бурения. Относительный параметр буримости Дт пред­ставляет собой отношение продолжительности бурения иссле­дуемого пласта Тк и продолжительности бурения опорного пла­ста Топ, представленного глинами и расположенного вблизи ис­следуемого пласта, т. е. пройденного тем же долотом:

Дт= Тк/Топ. (4.6)

В частопереслаивающемся песчано-глинистом разрезе неф­тяных месторождений Западной Сибири применение относитель­ного параметра буримости оправдано также и большой проход­кой на долото (100—1000 м). Введение относительного парамет­ра позволяет в значительной мере исключить возрастание вре­мени бурения с глубиной за счет уплотнения пород и увеличе­ния дифференциального давления и в значительной степени ис­ключить влияние на кривую буримости особенностей и конст­рукции долот различных типов. Различие в буримости глини­стых и песчаных пород дает основание предположить наличие связи между буримостью песчаных коллекторов и их глинисто­стью, а через глинистость — с пористостью.

В условиях Западной Сибири наиболее тесно связан с гли — ■* нистостыо и пористостью относительный параметр апс [43]. По нему, как правило, выделяется граница коллектор — неколлек — тор [43]. Поэтому в случае достаточно тесной связи относитель­
ных параметров апси Дх представляется возможность по пара­метру Дт выделять коллекторы в процессе бурения с разбивкой пород на пять условных градаций: неколлектор, плохой кол­лектор, средний коллектор, хороший коллектор, очень хоро­ший коллектор.

Статистический анализ большого количества промыслового материала показал существование тесной зависимости между па­раметрами апс и Дт для песчано-глинистых меловых отложений Западной Сибири, что позволяет использовать относительный параметр буримости Дт для решения геологических задач.

Зависимость между апс и Дт с условным разделением коллек­торов на градации по Дт показана на рис. 4.9.

В заключение данного раздела можно сделать следующий вывод. Принимая за источник информации о проходимых по­родах продолжительность бурения (механическую скорость бу­рения), следует учитывать влияние всех технологических фак­торов на эту величину, использовать данные анализа промы­вочной жидкости и шлама, применять модель бурения, наибо­лее полно отражающую влияние всех факторов на буримость горных пород, ибо только в этом случае можно добиться точ­ной и вполне однозначной интерпретации данных продолжи­тельности бурения.

0,4 Рис. 4.9. Разделение коллекторов (градации /—V) по относительному параметру буримости Дт. Точкам)! обозначены экспериментальные данные

о, г о

АХ

0,8 0,6

Комментарии запрещены.