Los principios y diferencias entre el método del índice Sigma y el método del índice DC en el registro de pozos
Bajo la influencia de los estratos suprayacentes, a medida que aumenta la profundidad de entierro, aumenta el grado de compactación, aumenta la densidad de la roca, disminuye la porosidad, disminuye la tasa de penetración mecánica y la perforación el tiempo aumenta. Al perforar en formaciones de lutitas en la zona de transición de presión, debido a la existencia de una subcompactación de las lutitas, en comparación con las lutitas compactadas normales, la velocidad de perforación mecánica aumenta y el tiempo de perforación se acorta. Para reflejar con precisión la relación entre el tiempo de perforación y las capas de presión anormalmente alta, es necesario eliminar la influencia de otros factores en el tiempo de perforación. El índice Dc es un índice integral que refleja la capacidad de perforación de la formación y no influye en factores como el WOB, el diámetro de la broca, la velocidad de la plataforma giratoria y la densidad del fluido de perforación. Se logró comparar la capacidad de perforación de todas las formaciones perforadas bajo las mismas condiciones de perforación, se estudiaron perfiles de excavación anormales, se encontraron zonas de transición de alta presión anormales y finalmente se hicieron predicciones.
En condiciones normales de compactación, el índice dc aumenta al aumentar la profundidad del pozo. Al perforar en una zona de transición de formación de presión anormalmente alta, el índice de CC se desvía de la línea de tendencia de compactación normal y muestra una dirección descendente. A partir de esto, se puede predecir la ubicación de la zona de transición y el punto máximo de la presión anormalmente alta.
1. Cálculo del índice dc: La fórmula citada a continuación es sólo para ilustrar el proceso de desarrollo de esta teoría y facilitar la comprensión de los supervisores geológicos. Debido a que no se requieren cálculos específicos, las unidades físicas citadas no se convierten a unidades SI.
(1) M.C. Binghan propuso por primera vez el concepto de índice D en 1965.
V=KNe(W/D)d
Donde: V-ROP, pies/hora; coeficiente de perforabilidad de roca K o coeficiente de resistencia del esqueleto;
N - velocidad de rotación, índice de velocidad rpme; w - WOB, libras; D - diámetro de la broca, pulgadas
D- índice WOB o índice de 'perforabilidad' de la formación, adimensional.
(2) Jordan y Shirley 1965 propusieron la siguiente fórmula empírica basada en Bingham y encontraron la correlación entre el índice D y la diferencia de presión.
d = LG(V/60N)/LG(12W/106d)
n, W, D son consistentes o estables. En general, el índice D aumenta con el aumento de la profundidad del pozo. Al perforar en formaciones de alta presión, a medida que aumenta V, el índice D disminuye y se desvía de la línea de tendencia normal, por lo que se puede detectar una presión de formación anormal.
(3) Rehm y Mcclendon introdujeron un valor de corrección en 1971 para eliminar la influencia de la densidad del fluido de perforación, a saber,
dc=d×(hidrato de gas natural/densidad circulante equivalente)
Entre ellos: índice dc-D corregido por la densidad del fluido de perforación, adimensional;
GH——gradiente de presión hidrostática, g/cm3;
ECD ——Equivalente Densidad de circulación del fluido de perforación, libras/galón.
Galle y Woods derivaron una fórmula de corrección de la tasa de penetración que tiene en cuenta el desgaste de la broca, concretamente
V=K (N/B) (W/D)d
En la fórmula: B-Coeficiente de corrección del desgaste de la broca, adimensional. (Es una función del metraje de la broca y el grado de desgaste final, que se puede escribir como B=αp, el cálculo de α y P se abrevia).
(4) La Compañía Francesa de Servicios Geológicos integró lo anterior. fórmula en un cálculo de la fórmula 'DCS', esta es la segunda revisión del índice D.
DCS = LG(B V/60N)/LG(12W/106d)GH/ECD
2 Establecimiento de la línea de tendencia normal
La línea de tendencia normal La curva de relación entre el índice de CC y la profundidad en formaciones arcillosas con presión de formación normal es la base para explicar la presión anormal. Su precisión está estrechamente relacionada con la precisión del cálculo de la presión de formación. La ecuación de la curva es:
Lg(dcn)=a H+b
Donde: a-pendiente; line ;h——profundidad del pozo vertical, m
(1) Determinación de a y B: Para pozos exploratorios donde el registro comienza desde la boca del pozo, no es necesario extraer la capa sedimentaria superior blanda y poco compactada. una línea de tendencia; bajo presión normal Para la sección real, seleccione el punto de valor dcs de un cierto espesor de lutita pura (esquisto) para determinar la línea de tendencia normal. Se requiere que la línea de tendencia normal pase a través de los puntos de valor dcs de la mayoría de las capas de arcilla, con alta confiabilidad, y debe verificarse durante el proceso de registro posterior para garantizar que la línea de tendencia sea precisa y razonable, y que pueda explicar correctamente la presión anormal de la formación. Una vez que se establece una línea de tendencia normal, su pendiente generalmente debería permanecer constante.
(2) Límite derecho, límite izquierdo, línea de arenisca: límites establecidos manualmente por los técnicos de registro y paralelos a la línea de tendencia durante la perforación en tiempo real.
Los valores del límite derecho, límite izquierdo y línea de arenisca son relativos a la línea de tendencia, es decir, la distancia desde la línea de tendencia. Generalmente, el límite derecho es 0,16, el límite izquierdo es 0,05 y la línea de arenisca es 0,5. Si el valor de un determinado punto de la línea de tendencia normal es 1,25 y el límite izquierdo es 0,05, entonces el valor absoluto del límite izquierdo es 1,20.
(3) No se pueden utilizar los siguientes datos: sedimentos poco profundos, blandos y no compactados; desgaste severo de la broca en el período posterior, material de rodaje de la nueva broca de perforación e intervalos de extracción de muestras; ; cambios repentinos en los parámetros hidráulicos Intervalos locales; datos de la zona de fractura de discordancia; puntos de deriva de mutación del índice Dc de capas de arcilla individuales.
(4) Principio del movimiento normal de la línea de tendencia: una vez determinada la línea de tendencia normal, la pendiente generalmente debe permanecer sin cambios. En los datos presentados por el registro integral de Tarim, la pendiente de la línea de tendencia normal de todo el pozo cambia con frecuencia, e incluso cambia en la dirección opuesta. Esto viola fundamentalmente la base teórica de compactación del índice dc, y es imposible usarlo para detectar capas de terreno subcompactadas, y mucho menos predecirlas. Durante el proceso normal de registro, debido a cambios en el tamaño y tipo de broca, grandes discordancias en la formación, etc. , la línea de tendencia normal se puede traducir si es necesario.
3. Ilustración del método del índice dc: basándose en su propia comprensión de la teoría y el método del índice dc, el autor explica brevemente esta teoría con ilustraciones.
Hacemos suposiciones paso a paso: ① Suponemos que hay lutita pura y uniforme desde la boca del pozo hasta el fondo del pozo, utilizando las mismas condiciones de perforación, como brocas, fluidos de perforación y parámetros de perforación. . De esto, se puede concluir que la dcs aumenta al aumentar la profundidad del pozo debido al aumento en el tiempo de perforación debido a la compactación. Dcs y profundidad de pozo
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Diagrama esquemático del diagrama de profundidad 3
Relación lineal, dcn y dcs se superponen.
② Suponga que hay lutita pura uniforme intercalada con arenisca desde la boca del pozo hasta el fondo del pozo. La capa de arenisca es una formación de presión normal y las condiciones de perforación son las mismas. Se puede concluir que el tiempo de perforación y la CC de la sección de lutita aumentan con el aumento de la profundidad del pozo. Existe una relación lineal entre dcs y profundidad del pozo, y dcn y dcs coinciden en la sección de arenisca, el tiempo de perforación disminuye y va más allá de la línea de arenisca hacia la izquierda;
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dcn
Profundidad Figura 4 Esquema
③Supuesto La boca del pozo hasta el fondo es uniforme Lutolita pura intercalada con arenisca y las condiciones de perforación son las mismas. La formación de arenisca en la imagen es una capa de presión anormalmente alta, y hay una zona de transición de alta presión poco compactada en la capa de roca de lutita en la parte superior. Entonces podemos sacar las siguientes conclusiones: a medida que aumenta la profundidad del pozo, aumenta el tiempo de perforación de la sección de lutita normalmente compactada, dcs aumenta, dcs tiene una relación lineal con la profundidad del pozo, dcn se superpone con dcs del subsuelo; la sección de lutita compactada es más baja que la de la sección de lutita, pero no excede la línea de arenisca en la sección de arenisca, el tiempo de perforación disminuye y excede la línea de arenisca hacia la izquierda;
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dcn
Profundidad Figura 5 Esquema
En condiciones normales Durante el proceso de registro del pozo, rara vez hay lutita pura y auténtica. Sin embargo, podemos seleccionar una o varias formaciones de lutitas con litología relativamente uniforme y única en la formación de compactación normal como referencia para obtener el valor de tendencia del indicador dcs dcn que puede reflejar con precisión la tendencia de compactación normal de la formación. A medida que aumenta la profundidad del pozo, debido a las diferencias en la heterogeneidad de la roca y la capacidad de perforación, la dcs de la sección de lutita normalmente compactada fluctúa irregularmente cerca de dcn, y dcn tiene una relación lineal con la profundidad del pozo. En la sección de lutita poco compactada, el tiempo de perforación es menor que en la sección de lutita, pero no excede la línea de arenisca; en la sección de arenisca, el tiempo de perforación disminuye y se extiende hacia la izquierda más allá de la línea de arenisca;
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dcn
Mapa de profundidad 6 Esquemático
4. gradiente de presión de formación y presión de fractura.
(1) Cálculo del gradiente de presión de formación: cuando la curva del índice de CC se desvía gradualmente de la línea de tendencia normal hacia la izquierda y excede el límite izquierdo, indica que la presión de formación aumenta y su magnitud está muy cerca relacionado con el grado de desviación del índice dc respecto del dcn. Hay muchos métodos y fórmulas de cálculo, y aquí se elige el método del índice de Eaton para ilustrarlo.
gf = G0-(G0-GH)(DCS/DCN)1.2
Donde: Gf - gradiente de presión de formación, g/cm3;
G0— —El gradiente de presión de la capa de roca suprayacente, g/cm3;
GH——El gradiente de presión hidrostática, g/cm3;
Dcs——Calcule la línea de tendencia anormal de la valor DCS de profundidad;
Dcn: calcula tres lecturas de CC en la línea de tendencia normal en profundidad.
(2) Cálculo de la porosidad: El valor aproximado φ de la porosidad de la formación se puede calcular a partir del índice dc, y la fórmula es:
La curva del índice dc está a la izquierda de la línea de arenisca.
φ=(G0-0.98 Gf-0.02 GH)/(G0-GH)-0.98(DCS/DCN)1.2
La curva exponencial de CC está a la derecha de la arenisca línea.
φ= 1-ρb/ρma
Donde: lectura dcn-dcs en la línea de tendencia normal;
ρb——densidad volumétrica de la roca arcillosa, g /cm3;
ρma——densidad del esqueleto de la roca, g/cm3.
(3) Gradiente de presión de ruptura de la formación (método de cálculo):
Gff = Gf +(G0 -Gf) μ/(1-μ)
Fórmula Medio: Gff - gradiente de presión de ruptura de la formación, g/cm3;
μ - relación de Poisson de la formación. Es función de la litología, la profundidad y la presión de confinamiento y se puede obtener consultando tablas.
(2) Registro Sigma: propuesto por la empresa italiana AGIP, adecuado para formaciones donde no se puede aplicar el índice dc.
1. Principio: el registro Sigma es un método para detectar presiones anormalmente altas mediante el cálculo del gradiente de presión de la formación basado en el procesamiento de los parámetros de perforación; el valor Sigma calculado es en realidad el parámetro de resistencia del esqueleto de la roca. En condiciones normales de compactación, la resistencia de la roca aumenta con la profundidad; si la perforación encuentra formaciones con presión anormal, la resistencia de la roca disminuirá a medida que aumenta la presión de poro.
La diferencia entre el registro Sigma y el método del índice DC es que el registro Sigma solo utiliza parámetros de perforación que pueden medirse mediante un registro integral, ignorando coeficientes como el desgaste de la broca.
2. Fórmula:
ST 0.5 = w 0.5n 0.25/D v 0.25+0.028(7-0.001H)
Entre ellos: WOB City, Oregon ;N-velocidad de rotación, rpmD-diámetro del pozo, pulgadas;
V-ROP, m/h;h-profundidad del pozo vertical, m
Teniendo en cuenta la influencia de la presión diferencia, la fórmula anterior Corregida a:
S00.5=F St0.5
Donde: f = 1+[1-(1+N2δP2)]/(nδP)
s 00.5——Valor de registro (dibujo) de sigma, parámetro de resistencia del esqueleto de la roca;
δP——La diferencia de presión entre la columna de fluido de perforación y la formación, δP = 0.1(ρM- GF)h;
ρm - densidad del fluido de perforación, g/cm3;
Gf - gradiente de presión de poro de la formación. Al calcular el valor logarítmico Sigma S00.5, se supone que el GF original = 1.03g/cm3;
N-una función del tiempo requerido para equilibrar la diferencia de presión entre el fluido de perforación y la formación perforada para una cierta profundidad.
Si st0.5 ~ 1, entonces n = 3.25/(640 ST 0.5);
Si st0.5 ~ 1, entonces n = (4-0.75/St0.5); )/640.
3. Establecimiento de la línea de tendencia normal Sr0.5:
En un entorno de compactación normal, la línea recta que pasa por estos puntos se denomina línea de tendencia de referencia de resistencia de la roca. La fórmula para determinar la línea de tendencia normal es:
Sr0.5=aH/100b
Donde: la pendiente de la línea a se puede considerar una constante, igual a 0.088;
b——La intersección de la línea recta, es decir, el valor de Sr0.5 en el suelo (H = 0);
Profundidad, metros.
4. Explicación: La tendencia general es que el valor de Sr0.5 siempre aumenta con la profundidad de la roca arcillosa perforada, lo que indica la existencia de presión normal y formaciones compactadas. Cuando la curva logarítmica Sigma se inclina hacia la derecha al aumentar la profundidad, se trata de una capa impermeable compuesta de roca arcillosa o marga. Por el contrario, si desciende hacia la izquierda y se aleja de la línea de tendencia normal, puede ser una formación porosa o fracturada con una zona de sobrepresión.
Independientemente de varios indicadores de condiciones de perforación impredecibles, como parámetros hidráulicos, grado de purificación del fondo del pozo, desgaste de la broca, etc., la explicación final debe considerarse de manera integral.
5. Calcular el gradiente de presión de formación y la presión de fractura;
(1) Cálculo del gradiente de presión de formación:
Cuando la curva de registro Sigma está en el lado derecho de la línea de tendencia normal Cuando , el gradiente de presión de la formación es igual al gradiente de presión hidrostática: Gf = GH.
Cuando la curva está en el lado izquierdo de la línea de tendencia normal y el valor de S00.5 continúa disminuyendo al aumentar la profundidad, significa la existencia de una capa de sobrepresión. Siempre que se determine la intercepción b, el gradiente de presión de poro a cualquier profundidad del pozo se puede calcular usando el método de presión diferencial de la siguiente manera:
Gf =ρm -20(1-Y)/[n Y ( 2-Y) H ]
Donde: Y= Sr0.5/ St0.5
(2) Calcular porosidad:
φ= 1/[1.4 +9(A +K-b)]
En la fórmula: φ——El valor aproximado de la porosidad total de la formación rocosa clástica, %;
B-Depende de la profundidad , es la última línea de tendencia en el terreno Valor de intersección;
K-Valor de intersección de la primera línea de tendencia normal de referencia en el terreno;
A-Hay dos situaciones posibles: cuando S00.5≥Sr0.5 Cuando, a = sr0.5S00.5≤Sr0.5, A= S00.5.
(3) Gradiente de presión de ruptura de la formación: la fórmula para calcular la ruptura de la formación El gradiente de presión usando el valor Sigma es el mismo que la fórmula usando el índice dc.
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