Бурение скважин: детальная запись шлама и литологический анализ.

Введение

Создание подробной записи о скважине

Логирование шлама – это создание подробной записи (геологического профиля) скважины путем изучения выбуренной породы (шлама), выносимого на поверхность циркулирующей буровой жидкостью (чаще всего буровым раствором). Логирование шлама обычно выполняется сторонней специализированной компанией. Это предоставляет владельцам и операторам скважин информацию о литологии и содержании флюида в скважине в процессе бурения. Исторически это самый ранний вид геофизических исследований скважин. В некоторых случаях в качестве циркулирующей жидкости используется сжатый воздух вместо бурового раствора. Хотя наиболее часто применяется при разведке нефти и газа, логирование шлама также иногда используется при бурении водяных скважин и при других видах минеральной разведки, где буровая жидкость служит для выноса шлама из скважины. При разведке углеводородов, детекторы углеводородных газов на поверхности регистрируют содержание природного газа, поднимаемого с буровым раствором. Мобильная лаборатория располагается компанией, осуществляющей логирование шлама, рядом с буровой установкой, на палубе морской буровой установки или на буровом судне.

Услуги

Техники геолого-технического обслуживания (ГТО) на нефтяном месторождении в процессе бурения определяют положение углеводородов по глубине, идентифицируют литологию скважин, контролируют поступление природного газа в буровой раствор и составляют геолого-геофизические журналы для геологов нефтяной компании. Образцы породных выбурок, выносимых на поверхность с буровым раствором, отбираются и изучаются. Компания ГТО обычно заключает контракт с нефтяной компанией (или оператором), после чего систематизирует полученные данные в виде графического журнала, отображающего информацию на схеме скважины. Представитель нефтяной компании (Company Man, или "CoMan") совместно с бурильщиком и геологом скважины (WSG) предоставляет техникам ГТО необходимые инструкции. Контракт с компанией ГТО заключается с указанием сроков начала геолого-геофизических работ и перечня предоставляемых услуг. Геолого-геофизические работы могут начаться в первый день бурения, известный как дата "ввода в эксплуатацию" ("spud in"), но чаще – позднее (на определенной глубине), установленной на основе исследований геолога нефтяной компании. Техник ГТО может также иметь журналы скважин, пробуренных в близлежащих районах. Эта информация (известная как "данные по соседним скважинам" или "offset data") может предоставить ценные сведения о характеристиках конкретных геостратиграфических слоев, которые предстоит пересечь буровой бригаде. Техники ГТО подключают различные датчики к буровой установке и устанавливают специализированное оборудование для мониторинга или "регистрации" процесса бурения. Это может быть физически и интеллектуально сложной задачей, особенно при выполнении во время бурения. Большая часть оборудования требует точной калибровки или выравнивания со стороны техника ГТО для обеспечения достоверности показаний. Техники ГТО наблюдают и интерпретируют показатели, поступающие с бурового раствора в процессе бурения, и регулярно регистрируют такие параметры, как скорость бурения, плотность раствора, температура нагнетательной линии, признаки нефтегазопроявлений, давление и производительность насосов, литология (тип породы) породных выбурок и другие данные. Геолого-геофизическое обслуживание требует внимательности и усердия. Отбор проб породных выбурок производится через заданные интервалы и может быть затруднен при высокой скорости бурения. Важной задачей техника ГТО является также контроль уровня (и состава) газа и оповещение персонала буровой установки при достижении опасных концентраций, чтобы были предприняты необходимые меры для предотвращения аварийного выброса. В связи с задержкой между бурением и временем возврата бурового раствора и выбурок на поверхность, широко распространение получило современное дополнение: измерение параметров во время бурения (MWD). Техник MWD, часто сотрудник отдельной сервисной компании, регистрирует данные аналогичным образом, но источник и содержание данных отличаются. Большая часть данных, регистрируемых техником MWD, поступает от дорогостоящих и сложных, иногда электронных, приборов, устанавливаемых в скважине непосредственно у долота или вблизи него.

Mud logging technicians in an oil field drilling operation determine positions of hydrocarbons with respect to depth, identify downhole lithology, monitor natural gas entering the drilling mud stream, and draw well logs for use by oil company geologist. Rock cuttings circulated to the surface in drilling mud are sampled and discussed. The mud logging company is normally contracted by the oil company (or operator). They then organize this information in the form of a graphic log, showing the data charted on a representation of the wellbore. The oil company representative (Company Man, or "CoMan"), together with the tool pusher and well site geologist (WSG), provides mud loggers with their instructions. The mud logging company is contracted specifically as to when to start well logging activity and what services to provide. Mud logging may begin on the first day of drilling, known as the "spud in" date, but is more likely at some later time (and depth) determined by the oil industry geologist's research. The mud logger may also possess logs from wells drilled in the surrounding area. This information (known as "offset data") can provide valuable clues as to the characteristics of the particular geostrata that the rig crew is about to drill through. Mud loggers connect various sensors to the drilling apparatus and install specialized equipment to monitor or "log" drill activity. This can be physically and mentally challenging, especially when having to be done during drilling activity. Much of the equipment will require precise calibration or alignment by the mud logger to provide accurate readings. Mud logging technicians observe and interpret the indicators in the mud returns during the drilling process, and at regular intervals log properties such as drilling rate, mud weight, flowline temperature, oil indicators, pump pressure, pump rate, lithology (rock type) of the drilled cuttings, and other data. Mud logging requires a good deal of diligence and attention. Sampling the drilled cuttings must be performed at predetermined intervals, and can be difficult during rapid drilling. Another important task of the mud logger is to monitor gas levels (and types) and notify other personnel on the rig when gas levels may be reaching dangerous levels, so appropriate steps can be taken to avoid a dangerous well blowout condition. Because of the lag time between drilling and the time required for the mud and cuttings to return to the surface, a modern augmentation has come into use: Measurement while drilling. The MWD technician, often a separate service company employee, logs data in a similar manner but the data is different in source and content. Most of the data logged by an MWD technician comes from expensive and complex, sometimes electronic, tools that are downhole installed at or near the drill bit.

Область применения

Регистрация параметров бурения включает наблюдение и микроскопическое исследование выбуренной породы (осколки горных пород), а также оценку газовых углеводородов и их компонентов, основных химических и механических параметров буровой жидкости или бурового раствора (таких как содержание хлоридов и температура), а также сбор другой информации о параметрах бурения. Затем данные наносятся на графический журнал, называемый журналом регистрации параметров бурения. Пример 1, Пример 2. Другие параметры бурения в реальном времени, которые могут регистрироваться, включают, но не ограничиваются ими: скорость проходки долота (ROP) (иногда называемая скоростью бурения), дебит насоса (объем прокачиваемой жидкости), давление на насосе, нагрузка на долото, вес бурильной колонны, скорость вращения, крутящий момент, RPM (обороты в минуту), SPM (ходы в минуту), объемы бурового раствора, плотность бурового раствора и вязкость бурового раствора. Эта информация обычно получается путем установки контрольно-измерительных приборов на оборудование буровой установки, за некоторыми исключениями, такими как плотность и вязкость бурового раствора, которые измеряются буровой мастер или инженер по буровым растворам. Скорость бурения зависит от давления столба бурового раствора в скважине и его относительного противовеса внутреннему давлению пор в проходящей породе. Давление в породе, превышающее давление бурового раствора, может привести к выкрашиванию фрагментов породы при ее разрушении и, как следствие, к увеличению скорости бурения. "D-экспоненты" – это математические тренды, которые оценивают это внутреннее давление. Таким образом, как визуальные признаки выкрашивания, так и математическое моделирование помогают в разработке рекомендаций по оптимальной плотности бурового раствора для обеспечения безопасности (предотвращения фонтанирования) и экономической эффективности. (Более высокая скорость бурения обычно предпочтительнее.) Регистрация параметров бурения часто записывается одним словом – "mudlogging". Готовый продукт может называться "журнал регистрации параметров бурения" или "mudlog". Профессиональное наименование – "регистратор параметров бурения" или "mudlogger". В большинстве случаев более распространенным является двусловный вариант. Журнал регистрации параметров бурения предоставляет надежную временную запись пройденных геологических пластов.

Подробности

Скорость проникания на рисунках 1 и 2 представлена черной линией слева от журнала. Чем левее эта линия, тем выше скорость проникания. На этом журнале бурения ROP измеряется в футах в час, но на некоторых старых, составленных вручную журналах бурения он измеряется в минутах на фут. Пористость на рисунке 1 представлена синей линией, расположенной наиболее слева на журнале. Она указывает на поровое пространство внутри структуры породы. Нефть и газ находятся в этом поровом пространстве. Обратите внимание, насколько далеко влево уходит линия пористости там, где весь песок (желтым цветом). Это указывает на то, что песок обладает хорошей пористостью. Пористость – это не прямое или физическое измерение порового пространства, а скорее экстраполяция на основе других параметров бурения и, следовательно, не всегда является достоверной. Литология на рисунках 1 и 2 представлена цветными блоками: голубым, серым/черным и желтым. Голубой = известняк, серый/черный = сланец и желтый = песок. Чем больше желтого цвета, тем больше песка обнаружено на данной глубине. Литология измеряется в процентах от общего объема образца, визуально оцениваемого под микроскопом, обычно при увеличении 10× (рисунок 3). Это лишь небольшая часть различных типов пород, которые могут быть встречены. (Цветовая кодировка не обязательно стандартизирована среди разных компаний, занимающихся геолого-геофизическим обслуживанием бурения, хотя символьное обозначение для каждого типа пород очень похоже.) На рисунке 3 образец шлама рассматривается под микроскопом при увеличении 10× после промывки. Некоторые крупные фрагменты сланца и известняка отделяются от этого образца путем просеивания и должны учитываться при оценке процентного содержания. Кроме того, этот вид – лишь фрагмент общего образца, и часть песка на дне поддона может быть не видна и также должна учитываться при общей оценке. Таким образом, этот образец можно считать состоящим примерно из 90% сланца, 5% песка и 5% известняка (с шагом в 5%). Газ на рисунках 1 и 2 представлен зеленой линией и измеряется в единицах, показывающих общее количество газа, но не отражает фактическое количество нефти или газа, содержащегося в пласте. На рисунке 1 штрихпунктирные линии, расположенные сразу справа от песка (желтым цветом) и слева от газа (зеленым цветом), представляют собой обнаруженные тяжелые углеводороды. Голубой = C2 (этан), фиолетовый = C3 (пропан) и синий = C4 (бутан). Обнаружение и анализ этих тяжелых газов помогает определить тип нефти или газа, содержащийся в пласте.

The rate of penetration in Figure 1 & 2 is represented by the black line on the left side of the log. The farther to the left that the line goes, the faster the rate of penetration. On this mud log, ROP is measured in feet per hour, but on some older, hand drawn mud logs, it is measured in minutes per foot. The porosity in Figure 1 is represented by the blue line farthest to the left of the log. It indicates the pore space within the rock structure. Oil and gas reside within this pore space. Note how far to the left the porosity goes, where all the sand (in yellow) is. This indicates that the sand has good porosity. Porosity is not a direct or physical measurement of the pore space but rather an extrapolation from other drilling parameters and, therefore, is not always reliable. The lithology in Figure 1 & 2 is represented by the cyan, gray/black and yellow blocks of color. Cyan = lime, gray/black = shale and yellow = sand. More yellow represents more sand identified at that depth. The lithology is measured as a percentage of the total sample as visually inspected under a microscope, normally at 10× magnification (Figure 3). These are but a fraction of the different types of formations that might be encountered. (Color coding is not necessarily standardized among different mud logging companies, though the symbol representations for each are very similar.) In Figure 3, a sample of cuttings is seen under a microscope at 10× magnification after they have been washed off. Some of the larger shale and lime fragments are separated from this sample by running it through sieves and must be considered when estimating percentages. Also, this image view is only a fragment of the total sample, and some of the sand at the bottom of the tray cannot be seen and must also be considered in the total estimation. Thus, this sample would be considered to be about 90% shale, 5% sand and 5% lime (in 5% increments). The gas in Figure 1 & 2 is represented by the green line and is measured in units as the quantity of total gas, but does not represent the actual quantity of oil or gas the reservoir contains. In (Figure 1) the squared off dash dot lines just to the right of the sand (in yellow) and left of the gas (in green) represents the heavier hydrocarbons detected. Cyan = C2 (ethane), purple = C3 (propane) and blue = C4 (butane). Detecting and analyzing these heavy gases help to determine the type of oil or gas the formation contains.