Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Результаты механического каротажа, даже отражающие истинное углубление долота на забое, в их исходном виде не всегда могут при­меняться для решения задачи оперативного выделения пластов-кол­лекторов. Основной причиной этого является закономерный износ долота к концу долбления и сопутствующее ему снижение скорости бурения в одинаковых по физико-механическим свойствам горных породах. Поэтому, выбрав в качестве критерия «коллектор-некол — лектор» какие-то значения скорости проходки (что в принципе во многих случаях возможно), необходимо проводить постоянную кор­рекцию этих граничных значений по мере износа долота через пара­метр, названный ранее «коэффициентом износа долота».

Дополнительными ограничениями применения для задач опе­ративного выделения пластов-коллекторов и определения их ха­рактеристик непосредственных данных механического каротажа являются:

1. Применение различных сочетаний долото—гидравлический за­бойный двигатель, что сдвигает диапазоны скоростей бурения.

2. Бурение различными диаметрами долот, что также изменяет скорости бурения.

3. Применение различных по свойствам буровых растворов и т. д.

Значительно удобнее пользоваться относительными параметрами буримости, не зависящими от вышеперечисленных ограничений.

Таким параметром является «относительный коэффициент бу­римости» — Аб 0, определяемый ранее как:

к<. . — тг~Ш (ю.1)

п. ч

где КД/; — скорость бурения за шаг квантования по глуби­нам Д/г, м/ч;

К. ч — скорость бурения за последний час, определяе­мая по скользящему среднему с временным бу­фером 1 ч, м/ч.

Однако в часто перемежающемся по физико-механическим свойствам разрезе и больших проходках на долото этот параметр
может быть подвержен влиянию литологии, что вносит опреде­ленные погрешности в определение Кб 0. Необходимо было най­ти параметр, который бы монотонно изменялся в процессе буре­ния, отражая в основном износ долота.

/ к		(НЛ
{№)		гг 1,5 )

, пред-

Таким параметром оказался параметр

ставляющий собой модифицированную текущую скорость про­ходки, отличающуюся тем, что в последних 2/3 времени долбле­ния, когда начинает сказываться износ долота, эта скорость мо­нотонно убывает пропорционально физическому износу долота и слабо зависит от литологических особенностей разреза.

‘V гт~’ 1,5 V Д

Значения величины

находятся примерно на уровне зна-

К’

б. О

Ґ у

УАІ1

,60у

в качестве граничнои, получим новое выражение относи­тельного коэффициента буримости: УАк ■ ТУ

Т11,5 V Д )

чений мгновенной (за время бурения интервала Д/г) скорости, соответствующей плохим коллекторам. Беря кривую изменения
[б/р],	(10.2)
н„
где Та — продолжительность долбления с начала рейса, ч; Яд — проходка на долото с начала рейса, м. При представлении времени бурения (Т.,) в минутах выраже­ние принимает вид:
[б/р].	(10.3)

Диапазон изменения К’б 0 не превышает значений от 0,1 до

10, поэтому К’6 0 удобнее всего отображать в логарифмическом

масштабе 0,1—1—10, при этом середина шкалы соответствует при­мерно границе «коллектор-неколлектор» (выбирается от 0,7 до

1,3 в зависимости от условий региона работ), в левой начальной половине шкалы отображаются плотные непроницаемые разно­сти и глины, а в правой части шкалы — пласты-коллекторы.

Относительный коэффициент буримости регистрируется в функции глубин по скользящему среднему с буфером не менее 2—3 метров по глубине.

Применение К’ъ 0 для выделения пластов-коллекторов позво­ляет практически полностью убрать влияние износа долота, тип долота и гидравлического забойного двигателя, диаметр долота и т. п., что позволяет сравнивать между собой материал по различ­ным скважинам и площадям и существенно улучшить корреля­цию данных ГТИ с данными ГИС, так как относительный коэф­фициент буримости имеет петрофизическую основу и очищен от влияния помех.

Относительный коэффициент буримости К ‘б о является осно­вой построения литологической колонки (по крайней мере — в песчанистом разрезе), для чего по данным ГИС находятся гра­ничные условия чередования пород по значениям К’Ъ о, после чего компьютер определяет эти границы и строит литологиче­скую колонку в режиме псевдореального времени с задержкой на 1—2 шага квантования по глубинам.

Относительный коэффициент буримости, как и скорость буре­ния, при прочих равных условиях зависит от прочностных свойств горных пород в условиях забоя, которые в свою очередь имеют функ­циональные связи с ФЕС пород, в частности с пористостью.

Поэтому целый ряд зарубежных исследователей использует полу­чаемый на этой основе параметр, называемый «буровой пористо­стью» или пористостью, полученной по данным процесса бурения.

Следует сразу оговориться, что «буровая пористость» не явля­ется полным эквивалентом пористости, полученной по керну (шламу) или данным ГИС, хотя в ряде случаев ее значения близ­ки к ним, и не рекомендуется для подсчета запасов и других общепринятых задач нефтепромысловой геологии, однако ее ис­пользование в практике ГТИ позволяет решать целый ряд важ­ных оперативных задач, таких как оперативное выделение пла­стов-коллекторов на количественном уровне, определение поло­жения ствола ГС в пласте-коллекторе, оперативное литологиче­ское расчленение разреза и т. п.

Конкретные зависимости «буровой пористости» от данных процесса бурения рассмотрены ранее.

Зависимость «буровой пористости» А’® от К’6 0 приводится ниже.

Она имеет структуру:

К1 = А^К~0 [%], (10.4)

где А — постоянный множитель, соответствующий гра­ничной пористости «коллектор—неколлектор», %.

Для меловых и юрских отложений Западной Сибири выраже­ние (10.4) принимает вид:

Klw=2jK~0 [%]. (10.5)

Значение A’nd, выводится на диаграмму в функции глубин (вме­сте с другими параметрами) в линейном масштабе (от 0 до 40%) в колонке шириной 8 см (5 % «буровой пористости» на 1 см).

Желательно применение сглаживающего фильтра по правилу скользящего среднего с буфером не менее 3—5 значений кванто­вания по глубинам.

При использовании материалов ГИС можно определить относи­тельный коэффициент буримости по правилу опорного пласта.

Для этой цели диаграмма стандартного каротажа сопоставляется с диаграммой механического каротажа, проведенного по вышеизло­женной методике, находятся участки разреза с апс = 0 и определяют­ся значения Vihmm (7Д/;П1ах), соответствующие этим участкам.

Относительный коэффициент буримости в этом случае опре­деляется по выражению:

VA h ГД/гтах

бо=КД/,;„ = Ш [б/р]‘ (10-6)

При этом диапазон изменения К"6„ по сравнению с диапазо­ном изменения К’6 0 увеличивается, изменяется и характер зави­симости «буровая пористость» — относительный коэффициент буримости.

Она имеет вид:

Къп= ВпК,0[%], (10.7)

Рис. 10.2. Зависимость «буровой пористости» от относительных коэффициен­тов буримостн

где В — ПОСТОЯННЫЙ множитель, выбираемый ПО услови- — ям района работ.

Для условий Западной Сибири выражение (10.7) принимает вид:

Kla) = lOln/Tg 0 {%). (10.8)

Зависимости, полученные по выражениям (10.5 и 10.8), пока­заны на рис. 10.2.

На рис. 10.3 приведен пример обработки данных ГТИ по скв. № 4332 куста 410 Федоровской площади.

По данным скорости бурения определен относительный коэффициент буримости, а также буровые пористости Къ (0

И К$т-

По данным прибора ГАЗ-М определено объемное газосодер- жание Гг об. (%), а через него найдены величины Гпр (м3/м3) и остаточный фактор флюида пласта Сф 0 (м3/м3), а также опреде­лена граница ВНК в пласте АС 7—8.

/С>{11/5иНСГ)

Рис. 10.3. Обработка данных ГТИ скв. № 4332, куст 410, пл. Федоровская

Рис. 10.4. Запись объемного газосодержания во времени

ЛИНМИий

С|- С3 Кх ОПУС3*0.1 <ЬМв м, а Гм.

а4 ¥» сд с, и10 СЛг

Рис. 10.5. Скв. 5070/439, пл. Федоровская

Комментарии запрещены.