В случае непредусмотренного увеличения механической скорости проходки всегда следует помнить, что оно вызывается уменьшением дифференциального давления.

 

Необходима также бдительность в случае снижения механической скорости проходки, которое может означать вхождение в кровлю, разделяющую пласты с разным режимом давления или в проницаемую пористую породу, которую труднее бурить, чем породу кровли.

 

В случае присутствия переходной зоны произойдет постепенное увеличение меха-нической скорости проходки.

 

б) “d” экспонента

Установлены различные взаимосвязи между механической скоростью проходки, пара-метрами режима бурения, характеристиками породы и дифференциальным давлением. Одна из них представлена формулой Бингхэма:

v _мех = k ´ N ´ (G/D_дол)^d

v _мех - механическая скорость проходки.

k - литологическая константа с учетом геологической природы породы,

N - скорость вращения долота,

G - нагрузка на долото,

D_дол - диаметр долота,

d - безразмерная экспонента, учитывающая дифференциальное давление и степень уплотненности породы.

Преобразуя предыдущую формулу и учитывая отсутствие литологических изменений (k=1), получают следующую формулу:

где v _мех в м / час, N в об / мин, G в тоннах, D_дол в дюймах.

В нормально уплотненной породе, величина “d’ экспоненты равномерно возрастает вместе с глубиной. Если эту величину представить на диаграмме, получится прямая, угол которой зависит от местных условий уплотнения. Эта прямая может быть определена только в процессе бурения. Любые изменения уплотнения дают величину “d” экспоненты, отклоняющуюся от прямой. При вхождении в недоуплотненную зону, направление наклона изменяется на противоположное (см. рис. 2.18).

Плотность бурового флюида изменяет величину “d” экспоненты. Для учета этого влияния чаще всего используется формула:

d_c = d ´ d₁ / d₂

d_c - скорректированная “d” экспонента,

d - исходная “d” экспонента,

d₁ - нормальная плотность пластовой воды в рассматриваемом регионе,

d₂ - плотность бурового флюида.

Эта формула дает хорошие результаты, если дифференциальное давление не очень высоко.

Тип и степень износа долота также влияют на величину “d” экспоненты. Износ долота вызывает увеличение экспоненты. Этот износ следует учитывать, чтобы получить скорректированную прямую уплотнения. Для введения необходимых поправок имеется множество формул. Это - эмпирические формулы и они не всегда реалистичны и удовлетворительны, пользоваться ими следует осторожно.

Рис. 2.18 Изменение “d” экспоненты и механической скорости

проходки в зависимости от изменения порового давления

 

Поскольку литологические изменения не учитываются (при переходе от формулы Бингхэма к выражению “d” экспоненты коэффициент k исчезает), а уплотнение представляет собой явление, касающееся, главным образом, глин, полученные значения “d” экспоненты будут иметь значение и применимы только для чисто глинистых пород.

Расчет должен начинаться как можно раньше, чтобы получить правильное значение угла наклона прямой уплотнения.

Уравнение Бингхэма, составленное для шарошечного долота, не всегда отражает реальность. Величина “d” экспоненты может дать результаты, которые трудно интерпретировать для других типов долота, а также в случае скважин с высокой степенью искривления.

Эта экспонента не учитывает режим промывки и свойства бурового флюида. Для получения сопоставимых и значимых результатов эти параметры должны быть постоянными.

Тем не менее, во многих регионах метод “d” экспоненты является эффективным, так как расчет можно провести быстро, а информация получается почти немедленно.

в) Другие формулы с использованием механической скорости проходки

Чтобы компенсировать недостатки метода “d” экспоненты, разработаны другие методы.

Ими сложнее пользоваться, так как они требуют знания пород, которые предстоит разбуривать. Такая информация доступна только в случае, если порода уже изучена. Следовательно, в разведке большинство этих методов не применимо.

 

г) Момент вращения

Измеренный на поверхности момент вращения определяется трением между долотом и забоем, а также между бурильной колонной и стенками скважины. Этот момент должен равномерно увеличиваться вместе с глубиной.

В ходе бурения аномальное увеличение момента вращения может быть вызвано уменьшением дифференциального давления (ведущего к сужению скважины).

Недоуплотненные глины приводят к образованию сальников на долоте и центраторах. Следовательно, такие сальники могут указывать на присутствие зоны аномального давления.

 

д) Трение в процессе спуско-подъемных операций

Сужение скважины, которое может быть спровоцировано уменьшением дифференциального давления, вызовет дополнительное трение при СПО. Кроме того, сужение скважины вызывает риск поршневания.

 

Отсроченные индикаторы

а) Обвал стенок скважины

При некоторых обстоятельствах уменьшение дифференциального давления вызывает разрыв породы на стенках скважины и ведет к обвалу. Эти обвалы могут вести к прихватам или оседанию шлама на забое скважины в процессе спуско-подъемных операций и наращивания бурильных труб.

 

б) Значение газопоказаний

При бурении скважины дифференциальное давление непосредственно определяет количество выходящего на поверхность газа. Изменение количества газа, выносимого буровым раствором, дает важные указания относительно величины дифференциального давления.

Проявление газа происходит:

· за счет газа с забоя в процессе бурения,

· за счет пачек, возникающих при наращиваниях бурильных труб и СПО.

 

Газ с забоя

Газ с забоя представлен, главным образом, газом, выделяемым разбуриваемой породой. Он зависит от механической скорости проходки, пористости и расхода буровых насосов. В нормальных условиях он находится на относительно постоянном и незначительном уровне.

Очень незначительное содержание газа с забоя указывает на прохождение через малопроницаемую породу или на присутствие высокого дифференциального давления, или же на прохождение через породу с незначительной газонасыщенностью.

Изменение содержания газа с забоя в глинистой породе отражает изменение порового давления. Это хорошее средство обнаружения и контроля давлений в газоносных зонах.

Считается нормальным, если содержание газа с забоя увеличивается при переходе от непроницаемой породы к проницаемой пористой газоносной породе, когда дифференциальное давление не слишком высоко.

 

Газовые пачки

Присутствие газовой пачки после наращивания бурильных труб или СПО обычно является признаком приближения скважины к потере запаса безопасности по гидростатическому давлению.

Газовые пачки вызываются уменьшением дифференциального давления перед газоносной проницаемой пористой породой (исчезновение потерь давления в кольцевом пространстве при остановке циркуляции и поршневании при СПО) и явлениями диффузии газа через глинистую корку.

Отмечаемое на поверхности количество газа зависит от времени остановки насосов, степени свабирования, проницаемости проходимой породы, свойств содержащегося в этой породе газа и дифференциального давления в зоне газоносного пласта.

Контроль газовых пачек представляет собой хорошее средство обнаружения пород с аномальными давлениями, дающее показания значений дифференциального давления. На рис. 2.19 показана корреляция между содержанием газа с забоя, газовыми пачками и “d” экспонентой в недоуплотненной породе.

Примечание: Процентное содержание газа имеет чисто относительное значение. Оно зависит, в частности, от типа используемого газового детектора. Только развитие этого параметра является значимым и важным.

 

в) Состав газопоказаний

При бурении породы с нормальным уплотнением отношения С₂ / С₁ и С₃ / С₂ склонны к уменьшению. При приближении к зоне аномального давления, возникает обратный эффект, когда отношения С₂ / С₁ и С₃ / С₂ имеют тенденцию к увеличению.

Примечание: С₁ представляет собой метан, С₂ - этан и С₃ - пропан.

 

Глины очень часто являются материнской породой углеводородов. Последние покидают породу под действием давления и температуры с большей легкостью, если они представлены легкими фракциями, создавая тем самым увеличение содержания тяжелых фракций.

Для того, чтобы получить значимые результаты сопоставление отношений между различными газовыми компонентами необходимо проводить с газом из глинистых отложений. Газы из пород залежи могут внести погрешности. Измерение процентного содержания С₂, С₁ и С₃ может быть в значительной степени подвержено влиянию наземных измерительных приборов и природы бурового раствора, так как легкие компоненты имеют тенденцию к испарению, а тяжелые к сохранению в буровом растворе.

Методом определения состава газов следует пользоваться с осторожностью.

 

Рис. 2.19 Пример изменения содержания газа с забоя и пачек в недоуплотненной зоне

 

г) Температура бурового флюида

Измерение температуры бурового флюида на выходе из скважины может использоваться для обнаружения зон аномального давления и даже, в идеальных условиях, для предсказания их близости. Присутствие таких зон вызывает изменения геотермического градиента, которые не происходят в случае нормальных пород.

Геотермический градиент, не постоянный на протяжении бурения, изменяется в зависимости от теплопроводности различных проходимых пород. По сравнению с матрицей пород, флюиды являются плохими проводниками. Таким образом, на теплопроводность породы влияет ее пористость.

Недоуплотненная глинистая порода ведет себя подобно изолятору и имеет теплопроводность ниже нормального значения. Величина геотермического градиента уменьшается при приближении к такой породе, затем повышается внутри породы и достигает аномально высокого уровня.

Изменения значения геотермического градиента можно измерять на поверхности, исходя из температуры бурового флюида.

Полученные этим методом результаты следует использовать с крайней осторожностью.

 

д) Плотность глин

Плотность глин повышается с уплотнением. В недоуплотненной породе плотность глины будет аномально низкой.

Измерение плотности глин является одним из самых старых методов выявления аномальных давлений. Однако, на эту плотность может повлиять присутствие тяжелых минералов и ее может изменить действие бурового флюида на стенки скважины и в процессе подъема шлама в кольцевом пространстве.

 

е) Тип глины

В нормальных условиях уплотнения происходит минералогическое превращение глин в ходе диагенеза (смектиты постепенно превращаются в иллит).

Глина может характеризоваться по ее способности к катионообмену или способности к адсорбции воды. Обменная способность смектитов и иллита значительно отличается; для смектитов она гораздо выше.

Недоуплотненные породы имеют аномально высокое содержание смектитов, то есть аномально высокую способность к катионному обмену.

Измерение этой обменной способности, осуществляемое с помощью метиленовой сини, провести затруднительно.

 

ж) Форма, размеры и объем шлама

Форма, размеры и объем шлама зависят от величины дифференциального давления, поведения пород на стенках скважины, величины местных напряжений и типа используемого долота. Шлам большого размера в большом количестве и вогнутой или пластинчатой формы может быть признаком приближения или вхождения в породу с аномальным давлением.

 

з) Замкнутые газы

Метод состоит в размалывании накопленного на поверхности шлама, измерении и анализе выделяющихся газов. Это измерение может применяться в полевых условиях с определением процента различных газов. Такой метод позволяет проследить развитие отношений С₂ / С₁ и С₃ / С₂.

 

и) Сопротивление бурового флюида, содержание хлоридов

Воды, имеющиеся в пластах с аномальным давлением, обычно отличаются крайне незначительной соленостью. Контроль изменения солености пластовых вод теоретически делает возможным обнаружение недоуплотненных зон.

Однако, количество пластовой воды, выделенное в результате разрушения породы долотом, очень невелико по сравнению с объемом циркулирующего бурового флюида, чтобы вызвать заметные изменения содержания хлоридов.

 

2.3.3 Каротаж и измерения в процессе бурения и отсроченные каротажные диаграммы

Большинство каротажных приборов с отсроченными диаграммами позволяет выявить недоуплотненные породы и оценить их поровое давление. В настоящее время эти приборы применяются в системах LWD-MWD, обеспечивая получение информации в процессе бурения.

В чисто глинистой породе с нормальным уплотнением величины, получаемые с помощью определенных диаграммных средств, как, например, в случае “d” экспоненты, позволяют построить прямую уплотнения породы. При вхождении в недоуплотненную глинистую породу полученные величины не будут совпадать с прямой. На рис. 2.20 показаны эти изменения.

Отсроченные диаграммы имеют те же ограничения, что и “d” экспонента, так как дают приемлимые результаты при условии сопоставления измерений, полученных в глинистых породах, причем они должны регистрироваться на достаточно длинном интервале по глубине чтобы определить прямую уплотнения.

Рис. 2.20 Влияние недоуплотненной зоны на диаграммах

различных каротажных приборов

 

Гамма-каротаж

Гамма-каротаж измеряет естественную радиоактивность разбуриваемых пород. За исключением глин, осадочные породы мало или совсем не радиоактивны.

В глинистых породах с нормальным уплотнением естественная радиоактивность постепенно увеличивается вместе с глубиной. В недоуплотненной глинистой породе она будет аномально низкой.