EA012933B1 - Способ оценки прочности при ограниченном сжатии для формаций с использованием теории скемптона - Google Patents

Abstract

Предложен способ оценки прочности породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового долота и бурового раствора. Определяют прочность породы при неограниченном сжатии на глубине зоны резания. Вычисляют изменение прочности породы из-за приложенных напряжений, воздействующих на породу во время бурения, причем вычисление включает в себя оценку изменения порового давления. Вычисляют прочность породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания путем добавления к прочности породы при неограниченном сжатии оцененного изменения. В данном изобретении изменение порового давления вычисляется в соответствии с теорией Скемптона (Skempton), когда в непроницаемой породе или грунте изменяется поровый объем из-за приложенных нагрузок или напряжений, притом что фактически не существует потока текучей среды в и из породы. Прочность породы при ограниченном сжатии можно вычислить для наклонных стволов скважин с учетом таких факторов, как профиль ствола скважины, концентраторы напряжений, диаметр скважины и масса бурового раствора, с использованием поправочных коэффициентов, полученных с применением компьютерного моделирования и использования исходной формулы для определения нескорректированного значения для прочности породы при ограниченном сжатии.

Description

Настоящее изобретение в общем случае относится к способам оценки прочности породы и, в частности, касается способов оценки прочности при «ограниченном» сжатии для формаций, в которых должны быть пробурены стволы скважин.

Предшествующий уровень техники

На сегодняшний день обычной практикой стало планирование бурения скважин и анализ рабочих характеристик долот с использованием анализа прочности породы на основе каротажных диаграмм. Имеется несколько методик описания прочности породы при ограниченном сжатии, но наиболее широко специалистами по бурению используется прочность при неограниченном сжатии. Прочность при ограниченном сжатии обычно относится к прочности породы, когда она находится только под ограниченной или одноосной нагрузкой. Прочность породы обычно возрастает, когда порода поддерживается ограничивающими сжимающими давлениями или напряжениям со всех направлений. Эта прочность выражается в единицах, представляющих собой силу на единицу площади, то есть фунты на квадратный дюйм.

Использование прочности породы при неограниченном сжатии для выбора долота и прогнозирования/анализа рабочих характеристик долота является проблематичным в том смысле, что «кажущаяся» прочность породы для долота обычно в чем-то отличается от прочности породы при неограниченном сжатии. Широко признается и отражена в различных публикациях проблема, состоящая в том, что на рабочие характеристики долота сильно влияет давление бурового раствора и разница между давлением бурового раствора и поровым давлением в естественном залегании породы, в которой осуществляется бурение. Давление, обеспечиваемое буровым раствором, часто называют давлением, определяемым эквивалентной плотностью циркуляции бурового раствора (БСИ), которое может быть выражено в единицах массы бурового раствора, то есть в фунтах на галлон. Для вертикальных скважин давление бурового раствора или давление БСЭ замещает давление вышележащих пород (ОБ), когда вышележащие породы удаляются в процессе бурения.

Один широкораспространенный на практике способ вычисления прочности породы при ограниченном сжатии СС8, основанный на механике горных пород, состоит в использовании следующего математического выражения

ССЗ = исз + ϋΡ + 2ϋΡ3ίηΡΑ/(1-3ΪΠΓΑ) (1) где ИС8 - прочность породы при неограниченном сжатии;

ЭР - дифференциальное давление (или ограничивающее напряжение в породе) и

БА - внутренний угол трения для породы или угол трения (свойство породы).

Часто уравнение (1) адаптируют к режиму бурения в забое скважины для породы с высокой проницаемостью путем определения ЭР как разности между давлением БСИ, оказываемым буровым раствором на породу в процессе бурения, и давлением РР в естественном залегании породы до бурения.

Такая адаптация приводит к следующему выражению для СС8 для породы с высокой проницаемостью (СС8_НР)

СС5_Нр = иСЗ + ОР + 20Ρ5ίηΓΑ/(Ι-δίηΡΑ) (2) где ИР = давление БСИ - поровое давление (3).

Для случаев, когда порода имеет очень низкую проницаемость, отсутствует широкораспространенный промышленный стандарт или методика предсказания кажущейся прочности породы для долота. Были предложены различные упрощенные подходы, которые нашли ограниченное применение, причем в них предполагается, что порода ведет себя так, как если бы она была проницаемой, или что давление РР в породе равно нулю. Последнее допущение приводит к следующему математическому выражению для СС8ь_Р для породы с низкой проницаемостью:

ССЗьр = иСЗ + ΏΡ + 2ϋΡ5ίηΕΑ/(Ι-δίηΓΑ) (4) где ИР = давление БСИ-0 (5).

Предположение о том, что поровое давление РР равно нулю и что дифференциальное давление ОРеси В общем случае равно давлению БСИ для породы с низкой проницаемостью, часто приводит к ошибочным оценкам кажущейся прочности СС8ь_Р. Последующее использование этих оценок СС8ь_Р ДЛЯ породы с низкой проницаемостью часто приводит к ненадежным оценкам, когда оценки СС8_РР используют для выбора долота, скорости бурения, при расчетах глубины проникновения, для прогнозирования срока службы долота с учетом износа и других подобных оценок на основе прочности породы.

Другим недостатком вышеуказанного способа вычисления прочности породы при ограниченном сжатии является то, что он не учитывает изменение картины напряжений в породе для наклонных или горизонтальных стволов скважин по сравнению с вертикальными стволами скважин. Стволы скважин, которые бурят под наклоном, или горизонтальные стволы скважин могут значительно отличаться по напряжению в зависимости от глубины зоны резания из-за давления, прикладываемого со стороны вышележащих пород по сравнению с вертикальными стволами скважин, где вышележащие породы удалены в результате бурения.

Еще одним недостатком является то, что прочность породы при ограниченном сжатии, вычисляемая вышеуказанным способом, представляет собой среднее значение прочности по профилю забоя ствола скважины в предположении, что профиль в общем случае является плоским. В действительности,

- 1 012933 профили забоя стволов скважин могут иметь весьма сложную форму, зависящую от конфигурации долота, создающего ствол скважины. Кроме того, по радиальной периферии ствола возникают места концентрации напряжений. Сильно упрощенные способы вычисления прочности породы при ограниченном сжатии не учитывают эти геометрические особенности, которые могут значительно изменить кажущуюся прочность породы для долота во время операции бурения в конкретных режимах.

Соответственно, имеется потребность в более совершенном способе вычисления прочности породы при ограниченном сжатии для пород, подвергающихся бурению, и, в частности, для пород, имеющих низкую проницаемость. Этот способ должен учитывать относительное изменение порового давления АРР из-за операций бурения, а не полагаться на то, что поровое давление РР будет оставаться на уровне РР окружающего коллектора в случае породы с высокой проницаемостью, или полагаться на то, что давление РР является незначительным в случае породы с очень низкой проницаемостью. Настоящее изобретение имеет своей целью удовлетворение указанной потребности путем обеспечения улучшенных способов оценки прочности породы при ограниченном сжатии для пород с низкой проницаемостью и для пород, которые имеют ограниченную проницаемость. Кроме того, в настоящем изобретении обращено внимание на необходимость адаптации к изменяющемуся напряженному состоянию на глубине зоны резания, что характерно для наклонных и горизонтальных стволов скважин в отличие от вертикальных стволов скважин. Вдобавок, настоящее изобретение обеспечивает способ адаптации к геометрическим факторам, таким как профили стволов скважин и связанные с ними концентрации напряжений, которые могут значительно влиять на кажущуюся прочность породы при ограниченном сжатии при удалении породы в процессе бурения для создания ствола скважины.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение включает в себя способ для оценки СС8 для породы на глубине зоны резания подземной формации, в которой должно выполняться бурение с использованием бурового долота и бурового раствора. Сначала определяют прочность породы при неограниченном сжатии. Затем определяют изменение прочности породы из-за приложенных напряжений, которые будут накладываться на породу во время бурения, включая изменение прочности из-за ДРР в породе в результате бурения. Затем вычисляют прочность породы при ограниченном сжатии для породы на глубине зоны резания путем добавления оцененного изменения прочности к прочности породы при неограниченном сжатии. Для случая породы с высокой проницаемостью ДРР оценивают, исходя из предположения, что во время бурения не будет происходить существенного перемещения флюидов в или из породы. Согласно настоящему изобретению ДРР предпочтительно вычисляют согласно теории Скемптона, где в непроницаемой породе или почве имеет место изменение объема порового пространства из-за приложенных нагрузок или напряжений, когда практически не существует потока флюидов в или из породы или почвы. Прочность породы при ограниченном сжатии может быть вычислена для наклонных стволов скважин с учетом таких факторов, как профиль ствола скважины, концентраторы напряжений, диаметр ствола и масса бурового раствора с использованием корректирующих коэффициентов, полученных с применением компьютерного моделирования.

Для случая сильно наклоненной скважины (>30°) для повышения точности можно использовать угол отклонения скважины, азимут и главные земные горизонтальные напряжения.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 - схематическая иллюстрация окружения забоя скважины для вертикального ствола скважины в пористой/проницаемой породе, фиг. 2А и 2В - графики прочности породы при ограниченном сжатии, построенные в функции ограничивающего или дифференциального давления ΌΡ, приложенного к породе на глубине зоны резания, фиг. ЗА, 3В и 3С - схематические иллюстрации напряжений, приложенных к напряженным блокам породы на глубине зоны резания для ЗА - вертикального ствола скважины; ЗВ - горизонтального ствола скважины и ЗС - ствола скважины, ориентированного под углом α отклонения от вертикали и под азимутальным углом β, фиг. 4 - график, показывающий дифференциальное давление в забое ствола для непроницаемой породы, спрогнозированное согласно настоящему изобретению, с оценками, выданными компьютерной моделью на основе метода конечных элементов, фиг. 5 - таблица расчетных значений дифференциального давления, прочности при ограниченном сжатии и скорости проходки, фиг. 6 - график скорости проходки для бурового долота в функции прочности породы при ограниченном сжатии, подвергающейся бурению, фиг. 7 - график скорости проходки в функции плотности бурового раствора, фиг. 8 - график скорости проходки в функции порового давления, фиг. 9 - таблица сегментов профилей долота, которые могут быть объединены для описания профиля бурового долота.

- 2 012933

Подробное описание изобретения

I. Общее вычисление прочности породы при ограниченном сжатии для вертикальных стволов скважин.

Важная составляющая прочности породы, касающаяся сопротивления бурению, зависит от состояния сжатия, которому подвергается порода во время бурения. Эту способность породы сопротивляться бурению буровым долотом в ограничивающих условиях, в которых выполняется бурение, называют прочностью породы при ограниченном сжатии. До бурения состояние сжатия породы на конкретной глубине в значительной степени зависит от массы вышележащих пластов, поддерживаемой данной породой. Во время операции бурения нижний участок ствола скважины, то есть порода на глубине зоны бурения, подвергается воздействию буровых растворов, а не вышележащей породы, которая была удалена. Однако порода, подлежащая удалению в наклоненном или горизонтальном стволе скважины, все еще подвергается воздействию составляющих нагрузки со стороны вышележащей породы, а также бурового раствора и зависит от угла отклонения ствола скважины от вертикали, а также от азимутального угла.

В идеале, реалистическая оценка порового давления в естественном залегании на глубине расположения долота в зоне резания определяется при вычислении прочности породы при ограниченном сжатии для породы, подлежащей бурению. Эта глубина зоны резания обычно составляет величину порядка от нуля до 15 мм в зависимости от скорости проникновения, характеристик долота и его эксплуатационных параметров. Настоящее изобретение обеспечивает новый способ вычисления изменившегося порового давления в забое скважины (непосредственно под долотом на глубине зоны резания) для пород с ограниченной проницаемостью.

Следует заметить, что изменение порового давления в забое ствола скважины, оказывающее влияние на прочность породы при ограниченном сжатии и рабочие характеристики долота, носит кратковременный характер, самая большая длительность которого, вероятно, составляет порядка одной секунды, но иногда бывает на порядок меньше.

Далее, не претендуя на точное следование какой-либо конкретной теории, описываются общие допущения, принятые при построении способа вычисления прочности породы при ограниченном сжатии для породы, подвергаемой бурению, с использованием бурового долота и бурового раствора для создания в целом вертикального ствола скважины с плоским профилем забоя ствола скважины.

На фиг. 1 показано окружение забоя ствола скважины в вертикальной скважине в пористой/проницаемой формации. В формации 20 показан пробуриваемый в ней вертикальный ствол 22 скважины. Внутренняя периферия ствола 2 скважины заполнена буровым раствором 24, который создает фильтрационную корку 26, покрывающую ствол 22 скважины изнутри. Стрелки 28 указывают, что поровая текучая среда в формации 20, то есть в окружающем коллекторе, может свободно перетекать в поровое пространство в породе на глубине зоны резания. Это обычно имеет место в случае, когда порода обладает высокой проницаемостью. Также буровой раствор 24 оказывает давление на ствол скважины, как показано стрелками 30.

Порода, ранее лежащая на глубине зоны резания, которая вызывала напряжение ОВ или давление ОВ до бурения ствола скважины, замещена буровым раствором 24. Хотя возможны исключения, давление, оказываемое буровым раствором 24, как правило, больше порового давления РР на глубине зоны резания и меньше давления ОВ, которое оказывалось ранее вышележащей породой. При этих общих условиях бурения порода на глубине зоны резания слегка расширяется в забое ствола скважины из-за уменьшения напряжения (давление со стороны бурового раствора меньше давления ОВ, которое оказывалось вышележащей породой).

Аналогичным образом полагаем, что объем порового пространства в породе также увеличивается. Расширение породы и ее пор приведет к мгновенному падению порового давления РР в области воздействия, если в поры расширенной породы на глубине зоны резания не потечет флюид.

Если порода обладает высокой проницаемостью, то уменьшение порового давления РР приводит к перемещению текучей среды из дальней зоны (коллектор) в расширенную область, как показано стрелками 28. Скорость и степень проникновения поровой текучей среды в расширенную область, что приводит к выравниванию давления РР расширенной породы с давлением в дальней зоне (давление коллектора), зависит от ряда факторов. Основными из этих факторов являются скорость изменения породы, которая коррелирует со скоростью проходки, а также относительная проницаемость породы для поровой текучей среды. Это предполагает, что объем коллектора относительно велик по сравнению с зоной резания, что в общем случае является обоснованным предположением. В то же время, если давление бурового раствора или ЕСЭ больше порового давления РР, фильтрат из бурового раствора будет пытаться проникнуть в проницаемое поровое пространство на глубине зоны резания. Фильтрационная корка 26, образованная во время начального проникновения бурового раствора (иногда это называют мгновенными потерями бурового раствора), действует как барьер для дальнейшего проникновения фильтрата. Если образование фильтрационной корки 26 происходит эффективно (очень тонким слоем и очень быстро, что является желательным и часто имеет место), есть основание предположить, что воздействие проникновения фильтрата на изменение порового давления РР на глубине зоны резания будет ничтожно малым. Также предполагается, что фильтрационная корка 26 действует как непрозрачная мембрана для типового случая, когда давление бурового раствора больше, чем давление РР. Таким образом, для породы с высокой

- 3 012933 проницаемостью, при бурении которой используется буровой раствор, можно обоснованно предположить, что поровое давление РР на глубине зоны резания фактически будет таким же, как поровое давление РР породы окружающего коллектора.

Для практически непроницаемой породы, такой как глинистый сланец и очень плотная порода, не являющаяся глинистым сланцем, предполагается, что перемещение поровой текучей среды или проникновение фильтрата в глубину зоны резания в существенных объемах отсутствует. Таким образом, мгновенное поровое давление РР на глубине зоны резания является функцией изменения давления в породе на глубине зоны резания, свойств породы, таких как проницаемость и жесткость, и свойств поровой текучей среды в естественном залегании (главным образом, сжимаемость). Как было описано выше в разделе, посвященном известному уровню техники, уравнение (1) представляет широко распространенный на практике общепринятый способ вычисления прочности породы при ограниченном сжатии на основе механики горных пород.

ССЗ = исз + ϋΡ + 2ϋΡ5ίηΕΑ/(Ι-είηΕΑ) (1) где ИС8 - прочность породы при неограниченном сжатии;

ΌΡ - дифференциальное давление (или ограничивающее напряжение в породе) и

ГЛ - внутренний угол трения для породы.

В предпочтительном приведенном в качестве примера варианте настоящего изобретения, прочность породы при неограниченном сжатии ИС8 и внутренний угол трения ГА вычисляют путем обработки данных акустического каротажа скважины или сейсмических данных. Специалистам в данной области техники известны другие способы вычисления прочности породы при неограниченном сжатии ИС8 и внутреннего угла трения ГА, которые можно использовать вместе с настоящим изобретением. В качестве примера, но не как ограничение, эти альтернативные способы определения ИС8 и ГА включают в себя альтернативные способы обработки данных каротажа скважины, а также анализ и/или тестирование керна или бурового шлама.

Подробности, относящиеся к внутреннему углу трения, можно найти в патенте США № 5416697, выданном Ооойшап под названием «МеЛой Гог Ое1егшттд Коек Месйашса1 Ргорегйез Изтд Е1ес1пса1 йод Эа1а», содержание которого целиком включено сюда по ссылке. Соойшап использует способ определения угла внутреннего трения, раскрытый Тигк и Эеагшап в 1986 г. в работе «Езйшайоп оГ Гпсйоп Ргорегйез оГ Коек Ггот ОеГогшайоп Меа8игешеп18», Сйар1ег 14, Ргоееейтдз оГ Ле 27^1Ь и.8. 8ушро8шш оп Коек Меейатс8 Ти8са1оо8а, А1аЬаша, 1ипе 23-25, 1986. Этот способ предсказывает, что, когда коэффициент Пуассона изменяется при изменении водонасыщенности и глинистости, изменяется угол внутреннего трения. Следовательно, угол внутреннего трения также связан с буримостью породы, а значит, с производительностью бурового долота. Адаптация этой методики к условиям бурения в забое скважины для проницаемой породы выполняется путем определения давления ΌΡ как давления ЕСЭ минус поровое давление РР до бурения или поровое давление РР окружающего коллектора во время бурения. Это приводит к математическим выражениям для СС8_НР И ΌΡ, как было описано выше в связи с уравнениями (2) ^{и (3)}.

Давление ЕСЭ предпочтительнее всего вычислять путем непосредственного измерения давления с помощью скважинных приборов. В альтернативном варианте давление ЕСЭ можно оценить, добавив некоторое обоснованное значение к давлению бурового раствора, или вычислить его программными средствами. На фиг. 2 А и 2В изображены примерные графики, показывающие, как СС8 изменяется в зависимости от давления ΌΡ, воздействующего на породу на глубине зоны резания. Когда к породе не приложено давление ΌΡ, прочность породы, по существу, определяется величиной ИС8. Однако при возрастании давления ΌΡ также возрастает и СС8. На фиг. 2А это увеличение показано в виде линейной функции. На фиг. 2В это увеличение показано в виде нелинейной функции.

Вместо предположения о том, что поровое давление РР в породе с низкой проницаемостью фактически равно нулю, в настоящем изобретении используется методика на основе механики грунтов для определения ΔΡΡ, и этот подход применяется к бурению пород. Для случая непроницаемой породы соотношение, описанное Скемптоном (8кешр1оп, АЛА.: «Тоге Ρ^е88и^е СоеГйс1еп18 А апй В», Оео1есйшдие (1954), Уо1ише 4, раде8 143-147), адаптируется для использования вместе с уравнением (1). Поровое давление Скемптона в общем случае можно описать как поровое давление РР в естественном залегании, но обычно непроницаемый материал, перед бурением модифицируется из-за изменения порового давления РР на величину ΔΡΡ по причине изменения среднего напряжения в объеме материала в предположении, что проницаемость настолько мала, что поток флюидов в или из глубины зоны резания пренебрежимо мал. Заметим, исходя из фиг. 2А, что изменение ΔΡΡ является функцией изменения РР в породе из-за бурения.

Это давление ΌΡ на породу на глубине зоны резания может быть математически выражено следующим образом:

ОР_ЬР = ΕΟϋ-(ΡΡ+ΔΡΡ) (-6) где ΌΡ - дифференциальное давление в породе для породы с низкой проницаемостью;

ЕСЭ - давление эквивалентной плотности циркуляции бурового раствора;

- 4 012933 (ΡΡ+ΔΡΡ) - поровое давление Скемптона;

РР - поровое давление в породе до бурения и

ΔΡΡ - изменение порового давления из-за давления ЕСЭ, замещающего земное напряжение.

На фиг. ЗА показаны главные напряжения, приложенные к напряженному блоку породы с глубины зоны резания для в целом вертикального ствола скважины. Заметим, что давление ЕСЭ замещает давление ОВ вследствие бурения породы. На фиг. ЗВ показан напряженный блок породы на участке ствола скважины, простирающемся в целом горизонтально. В этом случае давление ОВ остается на вертикальной поверхности напряженного. На фиг. ЗС показан напряженный блок породы, полученный для наклонного ствола скважины, имеющего угол α отклонения от вертикали и азимутальный угол β, спроецированный на горизонтальную плоскость. Давление бурового раствора или ЕСЭ замещает предыдущее давление или напряжение, которое существовало до бурения в направлении бурения (направление ζ).

Скемптон описывает два коэффициента давления РР (А и В), которые определяют ΔΡΡ, вызванное изменениями в общем приложенном напряжении для пористого материала в условиях нулевого дренирования. В общем случае ΔΡΡ задается следующим образом:

АРР =В [ (Аод + Асг + Аоз) /3 +

7172[(А^ -Δσ₂)² + (Аоу -Δσ3)² +(Δσ2 -Δσ₃)²] *(ЗЛ -1)/3] (7) где А- коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением напряжения сдвига;

В - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения;

σι - первое главное напряжение;

σ₂ - второе главное напряжение;

σ₃ - третье главное напряжение и

Δ - оператор, описывающий разницу в значениях конкретного давления в породе до бурения и во время бурения.

Для в целом вертикального ствола скважины первое главное напряжение σι представляет давление ОВ до бурения, которое замещается давлением ЕСЭ, прилагаемым к породе во время бурения, а σ₂ и σ₃ главные горизонтальные земные напряжения, приложенные к породе. Также (Δσι+Δσ₂+Δσ₃)/3 представляет изменение в среднем или среднее напряжение, а 7^1/2[(^Δσι ^_Δσ₂) + (Δσ,-Δσ₃) + (Δσ₂-Δσ₃)] _Пр_едстав_ ляет напряжения сдвига в объеме материала.

Для упругого материала можно показать, что А=1/3. Причина этого заключается в том, что изменение напряжения сдвига не вызывает изменения объема для упругого материала. Если изменение объема не происходит, то не будет изменения давления РР (поровый флюид не расширяется и не сжимается). Если предположить, что порода рядом с забоем скважины претерпевает упругую деформацию, то тогда уравнение (7) изменения РР можно упростить до следующего вида:

ΔΡΡ = Β(Δσχ + Δσ₂ + Δσ₃) /3 (8)

Для случая, когда предполагается, что σ₂ в общем случае равно σ₃, получим

Арр = Β(Δσι + 2Δσ₃) /3 (9)

Уравнение (8) говорит о том, что изменение давления РР (.АРР) равно константе В, умноженной на изменение среднего общего напряжения в породе. Заметим, что среднее напряжение является инвариантным свойством. Также не имеет значения, какая система координат используется. Таким образом, указанные напряжения не обязательно должны быть главными напряжениями. Уравнение (8) остается точным, пока указанные три напряжения являются взаимно перпендикулярными. Для удобства Δσζ определяется как напряжение, действующее в направлении ствола скважины, а σ_х и σ_γ определены как напряжения, действующие в направлениях, являющихся взаимно перпендикулярными направлению ствола скважины. Тогда уравнение (8) можно переписать в виде

Δρρ = Β(Δσ_ζ + Δσ_χ + Δσ_γ)/3 (10) σ_х и σ_γ в районе забоя скважины будут изменяться. Однако эти изменения обычно малы по сравнению с Δσ_ζ, и при использовании упрощенного подхода ими можно пренебречь. Тогда уравнение (10) упрощается следующим образом:

ΔΡΡ = В (Δσ_ζ) /3 (11)

Для большинства глинистых сланцев значение В находится между 0,8 и примерно 1,0. Молодые, мягкие глинистые сланцы имеют значение В от 0,95 до 1,0, в то время как более старые и жесткие глинистые сланцы имеют значения В ближе к 0,8. При упрощенном подходе, который не требует учета свойств породы, положим, что В=1,0. Поскольку Δσ_ζ для вертикального ствола скважины равно (ЕСЭ-аД, уравнение (11) можно переписать как следующее:

ΔΡΡ = (ΕΟΟ-σ_ζ)/3 (12)

Заметим, что ΔΡΡ почти всегда отрицательно. То есть давление РР в районе забоя скважины будет уменьшаться из-за операций бурения. Это происходит потому, что давление ЕСЭ почти всегда меньше

- 5 012933 напряжения, параллельного скважине (σ_ζ) до бурения.

Измененное давление РР (поровое давление Скемптона) в районе забоя скважины равно ΡΡ+ΔΡΡ или РР+(ЕСИ^)/3. Это также можно выразить в виде

В случае вертикальной скважины σ_ζ равно напряжению ОВ или напряжению ОВ, которое удаляется из-за операции бурения.

В случае вертикальной скважины и для большинства глинистых сланцев (которые обычно не отличаются твердостью и жесткостью) изменение среднего напряжения можно аппроксимировать членом (ОВ-ЕСР)/3.

Принимая это предположение для в целом вертикальных стволов скважин, где выполняется бурение породы с низкой проницаемостью, можно использовать следующее выражение:

СС5_ЬР = исв + ϋΡ + 2ЭРз1пГА/(1-з1пГА) (14) _гд_е Р>Р — давление ЕСС» - поровое давление Скемптона (15).

где ОВ - давление или напряжение σ_ζ вышележащей породы в направлении ζ и

РР - поровое давление.

Давление ОВ предпочтительнее всего вычислять путем интегрирования плотности породы от поверхности (или морского дна, или донного грунта для морских установок). В альтернативном варианте давление ОВ можно оценить, вычислив или задавшись средним значением плотности породы с поверхности (или морского дна для морских установок). В этом предпочтительном примерном варианте данного изобретения уравнения (2) и (14) используют для вычисления СС8 для породы с высокой и низкой проницаемостью, то есть СС8нр и СС8ь_Р. ДЛЯ промежуточных значений проницаемости указанные значения используют в качестве «конечных точек», и для вычисления СС8 для пород с промежуточной проницаемостью, значение которой находится между значениями низкой и высокой проницаемостей, используют «смешивание» или интерполяцию между двумя конечными точками. Когда проницаемость трудно определить непосредственно из данных скважинного каротажа, в настоящем изобретении в качестве предпочтительного варианта предлагается использовать эффективную пористость φ₆. Эффективная пористость φ_е определяется как пористость неглинистой доли породы, умноженная на долю неглинистой породы. Эффективная пористость φ_е глинистой доли равна нулю. Определено, что в описанной здесь методике вместо эффективной пористости можно непосредственно использовать проницаемость, если/когда она известна.

Если не считать исключения, очевидно, что эффективная пористость φ_е обычно хорошо коррелирует с проницаемостью, и пороговое значение φ_е эффективной пористости используют как средство количественного определения конечных значений для состояний проницаемости и непроницаемости. Для вычисления СС8_М1х предпочтительно использовать следующую методику, где СС8 породы для бурового долота

СС5м1х ~ ССЗцр, если ф_е фнр (12)

СС5м1х ~ ССЗр,р, если ф_е фьр (18)

ССЗмгх = ССЗьр х (фнр-фе) / (фнр”фьр) + ССЗнр х (фе^-фър) / (фнрфьр) если ф_Ьр < ф_е < Фнр (19) где φ_е - эффективная пористость;

φ_ΡΡ - пороговое значение эффективной пористости породы с низкой проницаемостью и φ_ΗΡ - пороговое значение эффективной пористости породы с высокой проницаемостью.

В этом примерном варианте считается, что порода имеет низкую проницаемость, если ее эффективная пористость φ_е меньше или равна 0,05, и имеет высокую проницаемость, если ее эффективная пористость φ_е больше или равна 0,20. Это приводит к следующим значениям СС8_М1_Х в предпочтительном варианте:

ССЗМ1Х = ССЗнр,	если φθ 0,20	(20)
ССЗмрх = ССЗьр,	если фе < 0,05	(21)
ССЗМ1х = ССЗЬр х	(20-φΘ) /0,15 +	ССЗнр х (фе~0, 05) /0, 15
если 0,05 < фе	< 0,20 (22)

Как видно из приведенных выше уравнений, здесь принято допущение о том, что порода ведет себя как непроницаемая, если φ_е меньше или равна 0,05, и как проницаемая, если φ_е больше или равна 0,20. В качестве конечных значений φ_е предложены значения 0,05 и 0,20, причем определено, что обоснованные конечные точки для данного способа зависят от ряда факторов, включая скорость бурения. Специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что для определения конечных точек для низкой и высокой проницаемостей можно использовать и другие значения. Аналогичным образом, должно быть

- 6 012933 понятно, что для оценки СС8мк между конечными точками можно также использовать схемы нелинейной интерполяции. Кроме того, можно использовать другие схемы вычисления СС8_М1Х для диапазона проницаемостей, в основе которых, в частности, лежит вышеописанный подход, предложенный Скемптоном для вычисления изменения порового давления РР (ΔΡΡ), которое в общем случае математически описывается с использованием уравнений (7)-(12).

Поддержка методики, использующей подход Скемптона для определения СС8_ЪР для породы с низкой проницаемостью, обеспечивается компьютерными моделями и экспериментальными данными. В работе Уаггси, Т.М., 8шйй, М.В.: «ВоЦот1ю1с 81ге55 РаеТогк ЛНееИид ЭгШтд Ра1с а! Ωορίΐι.» 1. Рс1. Теей. (Аид. 1985) 1523-1533, которая далее упоминается под ссылкой Уаггси и 8тйй, описаны результаты компьютерного моделирования забоя ствола скважины на основе метода конечных элементов. Эта работа поддерживает концепцию, состоящую в том, что эффективное напряжение в забое ствола скважины для проницаемой породы по вышеописанным причинам фактически равно разности между давлением ЕСЭ бурового раствора и поровым давлением РР в естественном залегании, если не считать небольшие отличия, обусловленные профилем забоя ствола скважины, и более серьезные отличия для области вблизи диаметра из-за краевого эффекта.

На фиг. 4 показано дифференциальное давление ΌΡ для заданного набора условий для непроницаемой породы. Здесь показаны кривые ΌΡ, определенные ХУаггсп и 8тйй в результате моделирования на основе метода конечных разностей, а также использования упрощенного способа Скемптона согласно настоящему изобретению, то есть с использованием уравнений (14)-(16). Эти результаты соответствуют случаям, когда давление ОВ равно 10000 фунт/кв.дюйм, горизонтальные напряжения п_х, п_у равны 7000 фунт/кв.дюйм, давление РР в естественном залегании равно 4700 фунт/кв.дюйм, а давление бурового раствора (Рскв.) или давление ЕС'Э равны 4700, 5700 и 6700 фунт/кв.дюйм соответственно. Результаты Уаггси и διηίΐΐι получены для глубины на 0,11 ниже поверхности забоя ствола скважины и при различных радиальных положениях В от центра ствола с общим радиусом К_У. Для анализа методом конечных элементов, выполненного ХУаггсп и 8тйй, потребовалось учесть дополнительные свойства породы, свойства порового флюида и профиль забоя ствола скважины. Как видно из фиг. 4, имеет место хорошее согласование между результатами более строгого моделирования на основе метода конечных элементов, выполненного Уаггси и 8тйй, и представленными здесь результатами упрощенного подхода Скемптона. Соответствие было бы еще лучше в случае использования более типичного глинистого сланца, в то время как Уаггси и 8тйй моделировали очень плотный и жесткий глинистый сланец. Также достойно внимания,, что кажущееся различие между двумя способами уменьшается, когда давление бурового раствора или ЕСЭ превосходит поровое давление РР в естественном залегании. Следовательно, упрощенный способ согласно настоящему изобретению окажется особенно подходящим и точным в условиях положительного перепада давления в системе скважина-пласт и окажется менее точным при достижении условий с нулевым перепадом давления.

Если формация имеет коэффициент В меньше единицы, то тогда ошибка, вызванная предположением о том, что В=1, приведет к небольшому завышению прогнозируемой величины уменьшения порового давления РР (АРР). Это завышение видно на фиг. 4, где показаны результаты моделирования на основе метода конечных элементов для очень твердого и жесткого глинистого сланца (В=0,57). Для более типичного значения В для глинистого сланца вычисленные значения ΌΡ будут примерно на 500 фунт/кв.дюйм выше, что прекрасно совпадает с упрощенными вычислениями по Скемптону, использованными в настоящем изобретении. Более надежное применение подхода на основе теории Скемптона включает в себя вычисление значений коэффициентов А и В на основе свойств породы, полученных из данных каротажа, а также с учетом изменений п_х, п_у и σ_ζ, если это необходимо.

В случае породы с очень большой жесткостью, но очень низкой проницаемостью, такой как очень плотный карбонат, значение В вероятно окажется гораздо меньшим 1,0 и вполне может составлять порядка 0,5. Следовательно, действительное значение В необходимо принимать с учетом данных литологии плотных пород, не являющихся глинистыми сланцами. В случае очень жестких глинистых сланцев также может потребоваться подбор значения В.

Если изменение напряжения, которое появляется в районе забоя ствола скважины, достаточно, чтобы вызвать неупругое поведение (из-за увеличения напряжения сдвига), это может быть учтено путем использования подходящего значения А вместо предполагаемого значения А=1/3. При более совершенном подходе коэффициент А можно даже использовать для представления мгновенных изменений РР (ΔΡΡ), которые появляются в породе при ее резке и разрушении. Эти изменения РР (ΔΡΡ) зависят от того, разрушается ли порода с увеличением объема или без, а при высоких скоростях деформации возможны ими обусловленные эффекты. См. Соок, 1.М., 8йсррагб, М.С., Нои^си, О.Н.: «ЕГГссй оГ 81га1и Ра1с аиб Соийшид Ρ^с55и^с ои 111с ЭсГогтаДои аиб Бабигс оГ 8йа1с», рарсг ΙΑΌ^δΡΕ, 19944, ргсксШсб а! 1990 ΙΑΌ^δΡΕ ЭпШид СоиГсгеисс, БсЬ. 27-Маг. 2, 1990, Нои81ои, Тсхак. Работа Сиишидйат, В.А., Есшик,

1.6.: «БаЬогаЮгу 81ибу оГ ЕГГсс! оГ ОусгЬигбси, Богтабои аиб Миб Со1ити Ρ^с55и^с5 ои ЭгШтд Ра1с оГ Ρ^ιι^ώΚ Богтабоик», 1. ΡΠ. Тссй. (1аи. 1959), стр. 9-15, включает в себя данные лабораторных испытаний, описывающие воздействие ограничивающего давления бурового раствора на скорость бурения об

- 7 012933 разцов породы. Если свойства породы и ограничивающее напряжение известны, то СС8 породы можно вычислить для каждого проверяемого условия. Затем можно построить график зависимости скорости проходки КОР от прочности породы при ограниченном сжатии СС8 и установить взаимосвязь между ними. Например, на фиг. 6 показано, как были использованы данные лабораторных испытаний Сипшидйаш и др.

Кривая зависимости КОР от С88 является типовой, и данные по многочисленным операциям бурения по всему миру говорят о том, что в качестве оптимальной обобщенной функции, описывающей эту кривую, следует использовать степенную функцию. Для конкретных тестовых данных тренд степенной функции совпадает с указанными данными, а результирующая формула для тренда показана на фиг. 6 в виде

КОР = бхЮ⁶ ССЗ¹'³²⁸⁴ (23)

Следует заметить, что формула (23) для КОР определена для конкретного лабораторного микродолота 1,25 и определенных параметров бурения (нагрузка на долото, обороты в минуту, расход и т.д.).

В табл. 1 используется уравнение (23) и значения СС8 на основе: 1) 1)1’ (СС8_НР); 2) порового давления Скемптона (СС8ь_Р) и 3) давления ЕСЭ (СС8еси). Некоторые результаты использования уравнения (23) показаны в табл. 1, а также на фиг. 7 и 8. На фиг. 7 представлен пример для скважины глубиной 10000 футов, где порода имеет давление РР, равное 9,0 фунт/галлон, нагрузку вышележащей породы 18,0 фунт/галлон, иС8, равную 5000 фунт/кв.дюйм, и угол трения ЕЛ, равный 25°, а вычисленное значение КОР, показанное в виде плотности бурового раствора, изменяется от 9,0 до 12,0 фунт/галлон. На фиг. 8 показано, что используются те же самые условия, но предполагается, что плотность бурового раствора зафиксирована на уровне 12,0 фунт/галлон, а давление РР изменяется в диапазоне от 9,0 до 11,0 фунт/галлон.

Данные из табл. 1 и фиг. 7 и 8 показывают, что использование абсолютного давления ЕСЭ для вычисления прочности СС8 приводит к нереально высоким значениям прочности СС8, а реакция скорости проходки КОР при этом практически не отсутствует. Это не соответствует реальным полевым данным.

Реакция скорости проходки КОР на основе СС8_НР, вычисленной напрямую из давления ЭР или из дифференциального давления ЭРрр на основе теории Скемптона, дает более реалистичный результат. Это дополнительно подтверждает правильность подхода, заключающегося в использовании прочности СС8 на основе прямого дифференциального давления ОР_НР или дифференциального давления ОР_рр по Скемптону, а не абсолютного давления ΕС^, как предлагали некоторые, в качестве предпочтительного способа моделирования породы с низкой проницаемостью.

При изменении ограничивающего напряжения также может изменяться угол внутреннего трения ЕА. Это следует из того, что в механике горных пород известно как огибающая кривая разрушения (см. фиг. 2В). Конечный эффект заключается в том, что при высоком ограничивающем напряжении (например, >5000 фунт/кв.дюйм) некоторые породы демонстрируют все меньшее увеличение прочности при ограниченном сжатии, когда возрастает ограничивающее напряжение, а некоторые породы достигают пиковой прочности при ограниченном сжатии, которая не увеличивается при дальнейшем возрастании ограничивающего напряжения. Очевидно, что это условие вносит ошибку в методику, представленную в этом изобретении, если угол трения ЕА принять за константу. Степень изменения угла трения ЕА при изменении ограничивающего напряжения зависит от типа породы и свойств породы в рамках данного типа. Если изменение угла трения ЕА при изменении ограничивающего напряжения значительно, то тогда угол трения ЕА следует считать функцией ограничивающего напряжения.

Предпочтительный примерный способ согласно настоящему изобретению не требует использования литологических данных. Для выбора долота или моделирования характеристик долота литологические данные, как правило, представлены в обязательной спецификации, как известно специалистам в данной области техники. В представленной здесь методике предполагается, что прочность породы при неограниченном сжатии иС8 и угол трения ЕА представляют основополагающие влияющие свойства породы, и, следовательно, детальное литологическое описание не требуется.

Жесткость, пористость и сжимаемость поровой текучей среды в породе оказывают воздействие на величину изменения давления РР (АРР), которое появляется при расширении непроницаемой породы. Обращенная модель Скемптона, представленная выше для непроницаемой породы, эти факторы непосредственно не учитывает. Они могут быть учтены коэффициентами Скемптона А и В. Ошибка, возникающая из-за неучета этих факторов, для большинства глинистых сланцев относительно мала. Эта ошибка будет относительно небольшой всякий раз, когда сжимаемость породы значительно больше сжимаемости поровой текучей среды. Это имеет место для большинства не твердых и не жестких глинистых сланцев, которые в качестве поровой текучей среды содержат воду. Ошибка может стать значительной, если глинистый сланец является твердым и жестким. В этом случае падение порового давления РР прогнозируется с завышением, что также касается давления ^Р. Прогнозирование с завышением также вероятно для очень плотных, жестких карбонатов. Эту ошибку можно устранить путем настройки коэффициента В, чтобы учесть жесткость породы, а если это необходимо, то пористость и сжимаемость поровой текучей среды.

- 8 012933

II. Наклонные или горизонтальные стволы скважин.

В случае наклонной скважины земное напряжение, которое было направлено перпендикулярно дну забоя скважины и до существования ствола, во всех вышеприведенных уравнениях замещается воздействием вышележащих пород. Земное напряжение, которое было направлено перпендикулярно дну забоя скважины, является компонентой напряжения от вышележащей породы и горизонтального напряжения, σ₂ и σ₃. Земное горизонтальное напряжение обычно характеризуется двумя главными горизонтальными напряжениями. Главные земные горизонтальные напряжения обычно меньше напряжения от вышележащих пород, за исключением существования тектонической силы, которая может привести к тому, что главное максимальное горизонтальное напряжение будет больше воздействия вышележащих пород. Для твердой породы в нетектонических внешних условиях горизонтальное эффективное напряжение составляет обычно порядка от 1/4 до 3/4 от эффективного напряжения ОВ, но в очень мягкой и/или пластичной породе эффективное горизонтальное напряжение может достичь значения, равного напряжению от вышележащих пород. Следует заметить, что блоки напряжений и напряжения, приложенные к этим блокам, представлены в сильно упрощенном виде в том смысле, что здесь проигнорированы такие факторы, как краевые эффекты и в действительности трехмерная природа напряжений в забое скважины. Эти эффекты будут описаны в следующем разделе.

Упрощенный подход Скемптона к наклонному стволу скважины можно получить при следующих предположениях: 1) порода является упругой (А=1/3); 2) Δσ_& Δσ_γ малы; а В~'1,0. Математически СС8ь_Р для наклонного ствола скважины в формации, где порода имеет низкую проницаемость, можно вычислить, используя следующую формулу:

СС5_Ьр = иС5 + ϋΡ + 2ϋΡ3ίηΓΑ/(1-3ίηΓΑ) (14) _где ЭР = давление ЕСР) - поровое давление Скемптона (15) Поровое давление Скемптона = РР-(а₂-ЕСЭ)/3 (16) где σ_ζ - напряжение, параллельное оси скважины до ее бурения; и

РР - поровое давление.

В альтернативном варианте поровое давление по Скемптону можно вычислить, используя изменение среднего напряжения в ортогональной системе.

Поровое давление Скемптона = РР+В(ЕСО-а₂ + Δσ_χ + Δσ_γ)/3 (24)

Для случаев наклонных стволов скважин, где напряжение, параллельное скважине, не является главным напряжением, и если нельзя предположить, что А равно 1/3, можно использовать более общее уравнение, соответствующее уравнению (7). В частности, в системе отсчета х, у, ζ, где х, у и ζ не являются главными направлениями напряжения, как это видно из фиг. 3С.

ΔΡΡ = Β[(Δσ_χ + Δσ_γ + Δσ_ζ)/3 + φ2[(Δσ_χ -Δσ,)² +(Δσ. -Δσζ)² +(А^ -Δσζ)² +3Δ^ +3Δ^ + 3Δγ² )] ’(3Λ-1)/3] (25) где А - коэффициент Скемптона, который описывает изменение порового давления, вызванное измене нием напряжения сдвига в породе;

В - коэффициент Скемптона, описывающий изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения в породе;

Δ - оператор, описывающий разницу в значениях конкретного напряжения в породе перед бурением и во время бурения;

σ_х - напряжение в направлении х;

σ_γ - напряжение в направлении у;

σ_ζ - напряжение в направлении ζ;

т_ху - напряжение сдвига в плоскости х-у;

τ_γζ - напряжение сдвига в плоскости у-ζ и τ_χζ - напряжение сдвига в плоскости χ-ζ.

Вышеуказанные значения напряжений можно определить путем транспозиции тензора напряжений в естественном залегании относительно системы координат с одной осью, параллельной стволу скважины, и другой осью, которая лежит в плоскости, перпендикулярной оси ствола скважины. Главные земные напряжения σ1 от вышележащих пород можно получить из диаграммы плотностного каротажа или другими способами оценки плотности подземной породы. Промежуточное главное земное напряжение или максимальное главное горизонтальное напряжение, σ₂, обычно вычисляют на основе анализа вывалов на стенках скважины из изображений геологических разрезов, свойств породы, ориентации ствола скважины и предполагаемых (или определенных) значений σ₁ и σ₃.

Минимальное земное напряжение или минимальное главное горизонтальное напряжение, σ3, обычно измеряется непосредственно по гидравлическому разрыву пласта на различных глубинах, или его можно вычислить, исходя из σ1, свойств породы, предположений о предыстории изменения земного напряжения и текущих земных напряжений. Главные напряжения Δσ₁, Δσ₂ и Δσ₃ можно получить из различных источников данных, включая данные скважинного каротажа, сейсмические данные, данные бу

- 9 012933 рения и данные по дебиту скважины. Указанные методы хорошо известны специалистам в данной области техники.

Для преобразования главных напряжений в другую систему координат, в том числе нормальных напряжений и напряжений сдвига в блоке напряжений, можно использовать транспозицию. Указанные транспозиции хорошо известны специалистам в данной области техники. Например, в настоящем изобретении можно использовать транспозицию, которая описана М.К. МсЬеап и М.А. Лййе5 в работе «\Уе11Ьоге БкаЬШку: Тйе Ейеск οί Бкгепдкй Сгйепа оп Мий \Уещ1И К.есоттепйакюи8», БРЕ (Общество инженеров-нефтяников Американского института горных инженеров) 20405 (1990). На фиг. 4 этой публикации показана транспозиция напряженного состояния в естественном залегании в блоке моментов с помеченными соответствующим образом нормальным напряжением и напряжением сдвига, а также углом наклона α и азимутальным углом β. В приложении А к работе МсЬеап и Аййек приведены уравнения, необходимые для вычислений, которые обеспечивают указанное преобразование из одной системы координат в другую. Документ БРЕ 20405 целиком включен сюда посредством ссылки. Для преобразования между системой координат для главных напряжений и системой координат для повернутых не главных напряжений можно также использовать альтернативные уравнения преобразования, известные специалистам в данной области техники. Также для преобразования главных напряжений в альтернативные напряжения и напряжения сдвига в других системах координат при заданном угле наклона α и азимутальном угле β можно использовать множество коммерческих программных средств для обеспечения устойчивости ствола скважины, таких как программное обеспечение ОеоМесйашск 1пкегпакюпаГ8 БЕ1В™ и программное обеспечение Айуапсей беокесйпо^ду БТАВУюте™.

III. Краевые эффекты и напряжения в забое скважины.

Максимально упрощенный подход Скемптона к прогнозированию изменившегося порового давления РР в расширенной непроницаемой породе на глубине зоны резания в забое скважины трактует глубину зоны резания по всему забою скважины как один элемент, в котором одно (σ_ζ) из трех независимых ортогональных напряжений изменилось, а два другие - нет. См. уравнение (16). Одно напряжение σ_ζ, которое предположительно изменилось, действует перпендикулярно забою скважины, а изменение представлено разностью между земным напряжением, действующим перпендикулярно плоскости забоя скважины, и давлением бурового раствора или ЕСЭ. Аналогом или примером этого является куб с тремя независимыми ортогональными напряжениями, действующими перпендикулярно сторонам этого куба, с последующим изменением только одного из этих напряжений при сохранении других двух постоянными. На самом деле забой ствола скважины не так прост, что имеет место, главным образом, по двум причинам. Одна из них заключается в том, что профиль забоя скважины создается буровым долотом конкретной конфигурации, а другой причиной является краевой эффект, который порождает концентрацию напряжений, или так называемый «концентратор напряжений». Максимально упрощенный подход согласно настоящему изобретению, который описан выше, не учитывает ни эффект неплоского забоя ствола скважины, ни эффект концентраций напряжений, которые могут возникнуть вблизи диаметра ствола.

Для простоты в последующем обсуждении, за исключением специально оговоренных случаев, предполагается, что скважина является вертикальной и внешние земные напряжения являются нормальными, причем воздействие вышележащих пород значительно больше, чем главные горизонтальные земные напряжения и поровое давление РР, а главные горизонтальные земные напряжения приблизительно равны друг другу. Специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что этот случай можно распространить на использование всех трех ортогональных напряжений, а также на наклонные стволы скважин, если это потребуется.

Порода на глубине зоны резания будет иметь слегка отличающиеся напряженные состояния по всему переднему профилю ствола скважины, как более подробно описывается ниже. Соответственно, прочность породы при ограниченном сжатии ССБ является средней кажущейся прочностью ССБ породы для бурового долота, используемого по профилю забоя ствола скважины. Это является именно тем значением прочности ССБ, которое затем можно использовать с различными алгоритмами, которые основаны на точном прогнозировании прочности ССБ.

А. Краевой эффект.

Непосредственно внутри диаметра ствола скважины земное напряжение, действующее в породе, заменено давлением бурового раствора. Непосредственно вне этого диаметра все еще действуют вышележащие породы в виде вертикального напряжения. Таким образом, в окрестности диаметра ствола скважины в породе наблюдается увеличение действующего на нее вертикального напряжения в направлении изнутри диаметра вовне. В классическом примере вертикальной скважины, где давление бурового раствора значительно меньше воздействия вышележащих пород, в результате возникает передача некоторой части напряжения в области с более высоким напряжением (непосредственно вне диаметра) в область с более низким напряжением (непосредственно внутри диаметра). Результатом этого является меньшее расширение породы вблизи диаметра, чем вблизи центра забоя ствола скважины, и, в конце концов, меньшее уменьшение порового давления РР в менее расширенной породе вблизи указанного диаметра. Этот результат показан на фиг. 4. Кривые дифференциального давления понижаются вблизи

- 10 012933 диаметра, когда возрастает значение К/К_те. Ошибка представлена разностью значений соответствующих пар кривых. Заметим, что фиг. 4 в общем случае не следует использовать в качестве индикатора величины ошибки, так как кривые получены ^аггеп и 8ηιίΐΗ для породы, являющейся относительно жесткой, в то время как большинство глинистых сланцев являются менее жесткими, и поэтому ошибка будет меньше.

В. Профиль ствола.

Вновь рассмотрим случай вертикальной скважины и нормальных земных напряжений, где воздействие вышележащих пород значительно сильнее как главных горизонтальных земных напряжений, так и порового давления ΡΡ. Неплоский профиль приведет к изменению напряжений и расширению, что отличается от вышеописанного упрощенного подхода Скемптона. Упрощенный подход Скемптона предполагает, что горизонтальные напряжения, действующие в забое ствола скважины, фактически такие же, как горизонтальные земные напряжения. Однако если забой ствола скважины не плоский, то на горизонтальное напряжение в породе на глубине зоны резания будет наложено давление бурового раствора. Обычно центр ствола слегка выступает, образуя коническую или куполообразную форму. Этого почти не бывает при использовании шарошечных конических долот и может более отчетливо проявляться при использовании буровых долот с запрессованными резцами (долота с поликристаллическими алмазными вставками, алмазного долота и долота с импрегнированной коронкой). При возрастании конусности/куполообразности по высоте (или более точно, когда возрастают боковые уклоны или коэффициент формы конуса/купола) доминирующее ограничивающее напряжение перейдет с земного горизонтального напряжения (для плоского забоя) в давление бурового раствора. Это будет означать, что все три члена Δσμ Δσ₂ и Δσ₃ или Δσ_χ, Δσ_γ и Δσ_ζ в формуле Скемптона не равны нулю. В качестве примера в предельном случае можно рассмотреть очень острый конус, похожий по форме на острие карандаша. Очевидно, что воздействие земного напряжения на его вершину очень мало, поскольку вершина будет находиться под действием давления бурового раствора плюс очень малая дополнительная величина, а воздействие земных напряжений будет минимальным от вершины к основанию конуса, с которого земное напряжение уже начнет влиять.

Для более точного предсказания действительных конечных изменений эффективных напряжений в зависимости от профиля, свойств породы, земных напряжений и напряжений со стороны бурового раствора можно выполнить моделирование на основе метода конечных элементов или компьютерное моделирование. Эти результаты можно сравнить с результатами упрощенного способа Скемптона, использованного в предпочтительном примерном варианте настоящего изобретения. Можно определить корректировки, которые можно будет применить к упрощенному подходу Скемптона, описанному выше, для получения более точной средней кажущейся плотности СС8 породы для бурового долота, используемого по профилю забоя ствола скважины. Конечно, предполагается, что метод конечных элементов правильно моделирует реальную ситуацию в породе на глубине зоны резания.

Пример сравнения такого типа показан на фиг. 4, где ΔΡΡ, полученное в результате использования метода конечных элементов (описано ^аггеп и 8тйй), сравнивается с ΔΡΡ, полученным из результатов использования упрощенного подхода Скемптона с применением настоящей методики согласно данному изобретению. Это может представлять одну форму очень простого сравнения, по аналогии с примером вертикального ствола, где горизонтальные земные напряжения между собой равны. В этом случае земные напряжения, действующие параллельно плоскости забоя ствола скважины, равны, и можно использовать двухмерную осесимметричную модель на основе метода конечных элементов (как описано ^аггеп и 8тйй). Если предположить, что подход на основе конечных элементов дает правильное решение, и определить коррекцию, необходимую для упрощенного способа Скемптона, то результат моделирования ΔΡΡ на основе метода конечных элементов и результат для ΔΡΡ, полученный по упрощенному способу Скемптона, можно будет проинтегрировать по круговой области, чтобы определить результирующее среднее ΔΡΡ для всей области (всего забоя ствола скважины) для каждого способа. Эти конечные интегральные средние результаты по ΔΡΡ затем используются для количественного определения различий между двумя наборами результатов. Затем можно получить поправочный коэффициент, связывающий результаты моделирования на основе метода конечных элементов с подходом Скемптона согласно настоящему изобретению. Например, если функция ΔΡΡ по методу конечных элементов, проинтегрированная по круговой площади от 0 до Κ\_ν, составляет 45 единиц, а упрощенная функция ΔΡΡ по Скемптону, проинтегрированная по той же площади, составляет 57 единиц, то тогда поправочный коэффициент СЕ составит 45/57 или 0,788. То есть

ΔΡΡ = СЕ х ΔΡΡ = 0,788 х ΔΡΡ (26)

Для случая наклонной скважины или случая, когда земные напряжения, действующие параллельно плоскости забоя скважины, изменяются, для получения подходящего поправочного коэффициента может понадобиться трехмерная модель на основе метода конечных элементов. В этом случае различие в результатах для ΔРР, полученных путем трехмерного моделирования и упрощенного способа Скемптона, будет зависеть от радиального расстояния от центра ствола (то есть значения К/К^, используемого ^аггел и 8тйй) и направления от центра ствола. Вместо подхода на основе трехмерных конечных элементов

- 11 012933 возможно окажется адекватным усреднение напряжений, действующих параллельно плоскости забоя скважины с последующим применением вышеописанной методики с двухмерными поправочными коэффициентами. Трехмерное моделирование может подтвердить, что этот подход обладает достаточной точностью.

В вышеописанных подходах поправочные коэффициенты СТ предназначены для среднего АРР для площади забоя ствола скважины. Согласно этому подходу средний результат для АРР по упрощенному способу Скемптона просто умножается на поправочный коэффициент СТ. Чтобы разработать поправочные коэффициенты СТ для всех типов долот, для различных типов долот устанавливают «стандартные» или «типовые» профили, которые используют при моделировании на основе метода конечных элементов, причем для нахождения «правильного ответа» используют усредненный результат для АРР по методу конечных элементов, а поправочные коэффициенты СТ применяют к упрощенному методу Скемптона. Может оказаться так, что использование «среднего конечного АРР» для забоя ствола скважины приведет к другой ошибке. Например, эксперты по долотам в целом согласны, что большая часть работы при бурении ствола скважины выполняется во внешней трети диаметра ствола и что порода в центре относительно легко поддается разрушению. Принимая во внимание выводы этой теории, разработчики долот, как правило, обращают особое внимание на участок от внешней половины до двух третей профиля долота, а внутренней трети не придают большого значения, и обычно находят компромиссное решение, адаптированное к внешней части долота. Это обстоятельство можно свести просто к так называемому «фактору площади», и, если это так, то использование среднего конечного АРР может оказаться подходящим и обеспечить приемлемую точность. Однако если причина состоит в другом явлении, которое не учиты вается различными коррекциями, предложенными в этом описании, то тогда возможно, что конкретные области забоя скважины в диапазоне диаметра ствола, возможно, должны быть «взвешены», чтобы показать величину их влияния. Для установки весов, связанных с соответствующим диапазоном диаметра, опять же можно использовать модели на основе метода конечных элементов. Кроме того, для определе ния влияния размера ствола можно смоделировать различные размеры ствола, если это влияние имеет место, и таким образом масштабировать результаты при переходе с одного размера ствола на другой.

В альтернативном варианте может быть построен, а затем смоделирован набор профилей, который перекрывает спектр «типовых» профилей, что обеспечивает создание «каталога» результатов, к которому можно будет обращаться, а также интерполяцию, используемую для любого профиля. Для уменьшения количества возможных профилей можно использовать разбиение забоя ствола скважины на отдельные области. Например, такими областями могут быть внутренняя радиальная треть, средняя радиальная треть и внешняя радиальная треть, но очевидно, что можно обеспечить и другие разделения. Если принять такой подход, то области можно определять по диапазону радиуса (в противоположность площади). Каждому типу долота из каталога профилей для каждой области присваивают составной (полный) профиль. Например, для долота типа ΧΥΖ наилучшим представительным профилем может быть АСВ, где А, С и В представляют профили, имеющиеся в каталоге профилей для внутренней, средней и внешней третей. Примерные схематические представления указанных комбинаций профилей для различных сегментов радиуса показаны в табл. 2 на фиг. 9.

Как видно из результирующих данных на фиг. 4, на результаты и различие в результатах между моделированием по методу конечных элементов и упрощенным способам Скемптона влияют свойства породы, значения порового давления РР и земные напряжения. Диапазон порового давления РР и земные напряжения могут быть смоделированы для разработки другого поправочного коэффициента для «среды». Аналогичным образом можно смоделировать диапазон свойств породы для разработки поправочного коэффициента СТ для «свойств породы». Будь то среда или свойство породы, необходимые данные могут быть интегрированы в программное обеспечение на основе механики горных пород, когда эти данные необходимы для нормальной последовательности операций.

В предпочтительном варианте данный модифицированный подход Скемптона может включать в себя использование одного или нескольких из ряда поправочных коэффициентов СТ: один для профиля, один для размера ствола, один для свойств породы, один для среды и т.д. Профиль поправочных коэффициентов корректирует различие между плоским забоем (как предполагается для упрощенного способа Скемптона) и действительным профилем и краевыми эффектами у диаметра. Поправочный коэффициент для размера ствола корректирует размер ствола, делая его большим или меньшим, чем исходный размер в модели. Поправочный коэффициент для свойств породы корректирует влияние жесткости, объемной сжимаемости, сжимаемости порового флюида, прочности сдвига, коэффициента Пуассона, проницаемости или других факторов, которые, как считается, могут иметь к этому отношение. Поправочный коэффициент для среды корректирует воздействие величин напряжения и различий между давлением бурового раствора, порового давления, воздействия вышележащих пород и земных напряжений. Это приводит к следующему уравнению для вертикальной скважины:

РРсоггесЪеа по Скемптону = РР- [ (ΟΒ-ΕΟϋ) /3] *СЕ (27) где СТ=(СТр_Го£11е) · (СТ_Ьо1е _81Ж) · (СТ_госк ргорегНез ) · (СТ епУ1гоптеп!^{) и}

СТ_ргой1е - функция типа долота (со стальными зубцами, вставка, с армированными поликристалличе

- 12 012933 скими синтетическими алмазами (РИС) с 3-4 лопастями и т.д.);

СГьо1е 8ΐζ£ - функция размера ствола;

СЕ_Г0ск рг_Орегйе₈ - функция свойств породы, если требуется;

СРепу1г_Оптеп1 - функция ОВ, РР, σ₂, σ₃, давления бурового раствора, отклонения и азимута.

Возможно, окажется так, что данный подход, не учитывающий краевые эффекты и профиль ствола, станет главной причиной и очевидным источником ошибок за исключением свойств породы и порового флюида. Если это так, то методика коррекции профиля забоя ствола скважины, краевых эффектов, а также свойств породы и порового флюида может оказаться достаточно точной. Что касается поправочных коэффициентов для свойств породы и порового флюида, то можно использовать прямое решение на основе фундаментальных принципов с использованием свойств породы и флюида. Тогда соответствующий алгоритм для РР будет зависеть от одного или нескольких свойств породы и флюида. Это приводит к следующему уравнению для вертикальной скважины:

РРсоггессеа по Скемптону = РР- [(ΟΒ-ΕΟϋ)/ 3 ]*( функция свойств породы и свойств флюида а,Ь,с и т.д.)*СЕ (28) и

СЕ = СЕ_ргой1е = функция типа долота (со стальными зубцами, поликристаллическими алмазными вставками с 3-4 лопастями и т.д.).

Применение прочности СС8 для решения проблем бурения.

Вышеуказанные значения для прочности породы при ограниченном сжатии СС8 можно использовать в различных алгоритмах для вычисления свойств, относящихся к буровому долоту. Например, но не как ограничение, прочность СС8 можно использовать для предварительного выбора бурового долота, прогнозирования КОР и прогнозирования срока службы долота. Кроме того, представляется, что оценки прочности СС8, полученные на основе вышеописанных методик, можно дополнительно использовать в других областях. Примеры этого включают в себя использование прочности СС8 при прогнозировании динамических характеристик буровой колонны и в количественном анализе альтернативных вариантов бурового оборудования. Прочность СС8 обеспечивает одни из фундаментальных и необходимых входных данных для того и другого. Динамика буровой колонны относится к динамическому поведению буровых колонн. То есть это касается степени сжатия, скручивания и т.п. буровой под воздействием массы долота и при создании момента, а также к проблеме, возникающей, когда силы возбуждения колебаний, передаваемые через буровое долото, совмещаются и/или возбуждают резонансные колебания буровой колонны. Эти режимы колебаний могут быть поперечными, вихревыми, осевыми или прерывистыми (прерывистое движение относится к состоянию повторяющихся циклов момента и периодического скручивания буровой колонны с последующим ее раскручиванием). В общем случае преимуществом предложенного способа является то, что удается избежать колебаний, так что возможность прогнозирования такого режима показывает на практике его полезность и ценность. Количественный анализ альтернативных вариантов бурового оборудования относится к прогнозированию скорости проходки и прогнозированию срока службы долота для различных типов долот и различных возможностей бурового оборудования. Например, можно вычислить и сравнить прогнозируемое время и стоимость бурения скважины с различными размерами/возможностями, а затем использовать результаты сравнения для более обоснованного выбора оборудования для достижения желаемых коммерческих целей. В настоящее время отсутствует количественный и надежный способ выполнения указанных прогнозов; однако, используя оценки прочности СС8, как было описано выше, можно реализовать возможности прогнозирования для оценки различных буровых долот и комбинаций оборудования.

Хотя в предшествующем описании настоящее изобретение было описано применительно к конкретным предпочтительным вариантам его осуществления, и многие детали были приведены в иллюстративных целях, специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что изобретение восприимчиво к изменениям и что другие описанные здесь конкретные детали можно значительно изменить, не выходя за рамки базовых принципов данного изобретения.

Claims (32)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ оценки прочности породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового долота и бурового раствора, содержащий следующие стадии:

   определение прочности породы при неограниченном сжатии ИС8 на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового долота и бурового раствора;

   определение изменения прочности породы из-за приложенных к породе напряжений в процессе бурения, включая изменение прочности из-за изменения порового давления ДРР в породе при бурении;

   определение прочности породы при ограниченном сжатии СС8 на глубине зоны резания путем добавления оцененного изменения прочности к прочности при неограниченном сжатии.
2. 2. Способ по п.1, в котором изменение порового давления ДРР оценивают в предположении, что от

   - 13 012933 сутствует существенное перемещение текучей среды в или из породы во время бурения.
3. 3. Способ по п.2, в котором порода имеет эффективную пористость, меньшую предварительно определенного порога пористости и предотвращающую существенное перемещение текучей среды в или из породы во время бурения.
4. 4. Способ по п.3, в котором предварительно определенный порог пористости составляет 0,05 или менее.
5. 5. Способ по п.1, в котором порода имеет эффективную пористость, меньшую предварительно определенного порога.
6. 6. Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔΡΡ в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

   ΔΡΡ =Β[(Δσ_χ + Δσ_γ + Δσ_ζ) /3 + (^1/2|(Δσ_Ι-Δσ,)^!+(Δσχ-ΔσΙ)²+(Δσ,-Δσ!)²+3Δ_Γ; + 3Δ^+3ΔΓ1|) -(31-1)/3] где А - коэффициент Скемптона, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением напряжения сдвига в породе;

   В - коэффициент Скемптона, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения в породе;

   Δ - оператор, описывающий разницу в значениях конкретного напряжения в породе перед бурением и во время бурения;

   а_х - напряжение в направлении х;

   σ_γ - напряжение в направлении у;

   σ_ζ - напряжение в направлении ζ;

   т_ху - напряжение сдвига в плоскости х-у;

   τ_γζ - напряжение сдвига в плоскости у-ζ и τ_χζ - напряжение сдвига в плоскости χ-ζ.
7. 7. Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔΡΡ в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

   ΔΡΡ =Β[(Δσι + Δσ₂ + Δσ₃)/3+

   -Δσ₂)² +(А^ -Δσ3)² +(Δσ2 -Δσ₃)²] *(3Α-1)/3] где А - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением напряжения сдвига в породе;

   В - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения в породе;

   Δ - оператор, описывающий разницу в значениях конкретного напряжения в породе перед бурением и во время бурения;

   σ1 - первое главное напряжение в породе;

   σ₂ - второе главное напряжение в породе и σ₃ - третье главное напряжение в породе.
8. 8. Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔΡΡ в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

   ΔΡΡ=Β[(Δσι+ Δσ₂ + Δσ₃)/3+(Δσι-Δσ₃) * (ЗА-1)/3] где А - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением напряжения сдвига в породе;

   В - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения в породе;

   Δσ₁ - изменение первого главного напряжения, действующего на породу из-за бурения;

   Δσ₂ - изменение второго главного напряжения, действующего на породу из-за бурения;

   Δσ₃ - изменение третьего главного напряжения, действующего на породу из-за бурения.
9. 9. Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔΡΡ в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

   ΔΡΡ = Β(Δσχ + Δσ₂ + Δσ₃)/3 где В - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения в породе;

   Δσ₁ - изменение первого главного напряжения, действующего на породу из-за бурения;

   Δσ₂ - изменение второго главного напряжения, действующего на породу из-за бурения;

   Δσ₃ - изменение третьего главного напряжения, действующего на породу из-за бурения.
10. 10. Способ по п.1, в котором изменение порового давления ΔΡΡ в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

    ΔΡΡ = Β(Δσ_χ + Δσ_γ + Δσ_ζ)/3

    - 14 012933 где В - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения в породе;

    Δσ_ζ - изменение напряжения, действующего в направлении ствола скважины, из-за бурения;

    Аа_х - изменение напряжения, действующего в первом направлении, перпендикулярном стволу скважины, из-за бурения и

    Аа_у - изменение напряжения, действующего во втором направлении, ортогональном стволу скважины и первому направлению, из-за бурения.
11. 11. Способ по п.1, в котором изменение порового давления АРР в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

    АРР = В (Δσ_ζ)/3 где В - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения в породе; и

    Δσ_ζ - изменение напряжения, действующего в направлении ствола скважины, перед и во время бурения.
12. 12. Способ по п.1, в котором изменение порового давления АРР в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

    АРР = (Δσ_ζ)/3 где Δσ₂ - изменение напряжения, действующего в направлении ствола скважины, из-за бурения.
13. 13. Способ по п.1, в котором прочность породы при ограниченном сжатии СС8 вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

    ссз = исз + £(рр) где иС8 - прочность породы при неограниченном сжатии;

    ЭР - дифференциальное давление, действующее на породу и являющееся функцией изменения порового давления АРР;

    £(ЭР) - математическая функция от ЭР.
14. 14. Способ по п.1, в котором прочность породы при ограниченном сжатии СС8 вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

    ССЗ = исз + ϋΡ + 2ϋΡ3ΪηΕΑ/(1-3ΪΠΕΑ) где иС8 - прочность породы при неограниченном сжатии;

    ЭР - дифференциальное давление, действующее на породу и являющееся функцией изменения порового давления АРР; и

    БА - внутренний угол трения породы.
15. 15. Способ по п.13, в котором дифференциальное давление ЭР, действующее на породу, вычисляют в соответствии с ϋΡ = давление ЕСО - (РР +ΔΡΡ) где давление БСЭ - давление, вызванное буровым раствором в условиях циркуляции в направлении бурения;

    РР - поровое давление породы до бурения и

    АРР - изменение порового давления в породе при бурении.
16. 16. Способ по п.13, в котором дифференциальное давление ЭР, действующее на породу, оценивают в соответствии со следующим математическим выражением:

    ϋΡ = ЕСО-(РР-(σ_ζ-Ε0ϋ)/3) где БСЭ - давление, вызванное буровым раствором в условиях циркуляции;

    РР - поровое давление породы до бурения и σ₂ - напряжение в направлении ствола скважины, которое устраняется из породы из-за бурения.
17. 17. Способ по п.13, в котором дифференциальное давление ЭР, действующее на породу, вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

    ϋΡ = ЕСБ-(РР-(ОВ-ЕСО)/3) где БСЭ - давление, вызванное буровым раствором в условиях циркуляции;

    РР - поровое давление породы до бурения и

    ОВ - вертикальное напряжение вышележащих пород до бурения.
18. 18. Способ по п.1, в котором изменение прочности оценивают на основе устранения напряжения от породы из-за удаления вышележащих пород, напряжения, приложенного к породе буровым раствором (давление БСЭ), давления РР породы до бурения и внутреннего угла трения РА породы.
19. 19. Способ по п.1, в котором изменение прочности вычисляют, по меньшей мере частично, на основе угла отклонения α пробуриваемого ствола скважины.
20. 20. Способ по п.19, в котором изменение порового давления АРР в породе вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

    АРР = Β[(Δσ_χ + Δσ_γ + Δσ_ζ)/3 где В - коэффициент, который описывает изменение порового давления, вызванное изменением среднего напряжения в породе;

    - 15 012933

    Δσ_ζ - изменение напряжения, действующего в направлении ствола скважины, из-за бурения;

    Ас_х - изменение напряжения, действующего в первом направлении, перпендикулярном стволу скважины, из-за бурения; и

    Δσ_ν - изменение напряжения, действующего во втором направлении, ортогональном стволу скважины и первому направлению, а σ.,_:, σ_ν и σ_ζ вычисляют путем определения главных напряжений σ₁, σ₂ и σ₃, действующих на породу перед и во время бурения, и транспозиции главных напряжений σ₁, σ₂ и σ₃ в нормальные напряжения σ.,_:, σ_ν и σ_ζ с использованием уравнений преобразования на основе угла отклонения α ствола скважины.
21. 21. Способ по п.1, в котором прочность породы при ограниченном сжатии СС8 определяют частично на основе профиля забоя пробуриваемого ствола скважины.
22. 22. Способ для оценки прочности породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового долота и бурового раствора, содержащий следующие стадии:

    определение прочности породы при неограниченном сжатии на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового долота и бурового раствора;

    оценку изменения прочности породы на основе, по меньшей мере частично, изменения порового давления породы, являющегося результатом изменений объема пор породы из-за изменений ограничивающих напряжений, приложенных к породе при бурении, и перемещения текучей среды в и из пор породы в ответ на бурение ствола скважины буровым долотом и буровым раствором; и оценку прочности породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания путем добавления оцененного изменения прочности к прочности породы при неограниченном сжатии.
23. 23. Способ по п.22, в котором оценивают отсутствие существенного перемещения текучей среды в и из пор породы.
24. 24. Способ по п.23, в котором оценка отсутствия существенного перемещения текучей среды в и из пор породы основана на породе, имеющей эффективную пористость φ_β, меньшую заранее определенного порогового значения эффективной пористости.
25. 25. Способ по п.22, в котором оценивают наличие ограниченного перемещения текучей среды в и из пор породы.
26. 26. Способ по п.22, в котором оценки прочности породы при ограниченном сжатии выполняют для породы с высокой проницаемостью, породы с низкой проницаемостью и породы с проницаемостью, находящейся между породами с высокой и низкой проницаемостями.
27. 27. Способ по п.26, в котором прочность породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания вычисляют в соответствии со следующим математическим выражением:

    ссз = исз + ί(ϋΡ) где иС8 - прочность породы при неограниченном сжатии на глубине зоны резания;

    ЭР - дифференциальное давление, действующее на породу на глубине зоны резания; и £(ОР) - математическая функция ЭР.
28. 28. Способ по п.27, в котором дифференциальное давление, действующее на породу ϋΡ = ЕСО-РР где ЕСЭ - эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора и

    РР - поровое давление породы в естественном залегании до бурения.
29. 29. Способ по п.28, в котором вычисление изменения прочности является функцией угла отклонения α ствола скважины.
30. 30. Способ для оценки прочности породы при ограниченном сжатии на глубине зоны резания подземной формации, подлежащей бурению с использованием бурового раствора, содержащий следующие стадии:

    оценку прочности, по существу, проницаемой породы при ограниченном сжатии в соответствии со следующей математической формулой:

    ССЗнр = ИСЗ + ί(ϋΡ) где иС8 - прочность породы при неограниченном сжатии;

    ЭР - дифференциальное давление, действующее на породу; и

    ДЭР) - математическая функция от ЭР;

    оценку прочности, по существу, непроницаемой породы при ограниченном сжатии в соответствии со следующей математической формулой:

    ССЗ_ЬР = исз + ί(ϋΡ);

    где иС8 - прочность породы при неограниченном сжатии;

    ЭР - дифференциальное давление, действующее на породу и являющееся функцией изменения порового давления АРР; и

    ДЭР) - математическая функция от ЭР;

    вычисление промежуточной прочности СС8_Мк породы при ограниченном сжатии на основе оцененной проницаемости породы и прочности при ограниченном сжатии, СС8_НР, СС8ь_Р для, по существу,

    - 16 012933 проницаемой и, по существу, непроницаемой пород.
31. 31. Способ по п.30, в котором оцененная проницаемость породы основана на эффективной пористости породы.
32. 32. Способ по п.31, в котором промежуточную прочность породы при ограниченном сжатии СС8_М1х вычисляют в соответствии со следующими математическими выражениями:

    СС5_Мхх = ССЗнра ©ели <р_е фнр

    ССЗмхх = ССЗьр, если ф_е 8: φχρ

    ССЗм1х = ССЗьр х (фнр“фе) / (фнр-фьр) + ССЗнр х (фе“фьр) / (фнр“фър) г если фьр < ф_е < фнр где ф_е - эффективная пористость;

    φ_ΡΡ - нижняя эффективная пористость и φ_ΗΡ - верхняя эффективная пористость;

    поправочного коэффициента профиля путем сравнения исходного дифференциального давления с дифференциальным давлением, определенным из компьютерной модели;

    вычисление скорректированного дифференциального давления с использованием математического выражения и поправочного коэффициента профиля для бурового долота с первым профилем, при исходном наборе условий бурения.