1 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН 1.1 Общие положения и определения

1 ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
1.1 Общие положения и определения

Газонефтеводопроявления (ГНВП) – поступление пластового
флюида в скважину, непредусмотренное проектом.

Перелив – истечение жидкости через бурильные трубы при
отсутствии циркуляции в скважине.

Выброс – апериодичное извержение флюида из скважины на
значительную высоту.

Фонтан – постоянное, неуправляемое извержение пластового
флюида через устье скважины на значительную высоту.

Грифон – проявление пластового флюида вне устья скважины

Флюид – любой вид продукта (газ, нефть, вода…) находящийся в
пласте.
Определить вид флюида до выхода его на поверхность практически
невозможно. Поэтому при бурении опорных, параметрических или первых
разведочных скважин в отечественной практике применяется обобщенный
термин «газонефтеводопроявление». При строительстве и ремонте скважин
на газовых месторождениях применяется термин «газопроявление», а на
нефтяных месторождениях – «нефтепроявление». Вместе с газом в скважину
могут поступать вода и нефть, соответственно проявления при этом носят
названия
«газоводопроявлений,
нефтегазопроявлений
газонефтепроявлений». Наиболее распространенным
или
и опасным по
последствиям является газопроявление, так как при вымыве газа с забоя
происходит быстрое его расширение, что может привести к возникновению
открытого фонтана.
7
1.2 Показатели, характеризующие геологические условия
вскрытия пластов
Горное давление
Горное (геостатическое) давление Ргор на глубине представляет собой
давление, оказываемое весом вышележащих пород и насыщающих их
флюидов
n
n
i 1
i 1
Pгор   hi 1  i cккg   hii фi g ,
где
(1.1)
hi – мощность интервала, м;  - пористость пород, доли общего объема;
 скi ,  фi - плотность горных пород и флюида, кг/м3; g – ускорение свободного
падения, м/с2.
Плотность отложений зависит от пористости и плотности флюида,
содержавшегося в порах горной породы. В нормальных условиях пористость
отложений уменьшается с глубиной, а их плотность увеличивается. В
глинистых породах пористость уменьшается по экспоненте. Для других
типов отложений она уменьшается линейно (рис.1.1).
Пластовое давление
Пластовое
(поровое)
давление
представляет
собой
давление,
оказываемое флюидами, содержащимися в горной породе.
Различие между пластовым и поровым давлениями определяется
характером пород, содержащих в порах флюид. В проницаемых породахколлекторах давление флюида называют пластовым, в «непроницаемых»,
таких как глина, - поровым.
Пластовое
давление
называется
нормальным,
если
оно
равно
гидростатическому давлению столба пластовых вод, сообщающихся через
трещины и поры горной породы с атмосферой.
8
Пористость, %
0
20
40
60
80
100
глины
1000
песчаники
Глубина, м
2000
3000
4000
5000
6000
Рисунок 1.1 – Изменение пористости горных пород в зависимости от
глубины скважины
Различные вариации с величинами пластового давления в основном
зависят от плотности поровой жидкости, а также соотношений между
положениями пьезометрической поверхности, глубиной залегания пласта и
превышением устья скважины над уровнем моря (рис. 1.2).
Пластовые
давления,
превышающие
гидростатические
давления
флюидов определяются как аномально высокие давления, а пластовые
давления меньше гидростатических называются аномально низкими.
9
в)



Pпл    g  H
H
H
Н


h
б)
h
а)

Pпл    g  ( H  h)
Pпл    g  ( H  h)
Рисунок 1.2 - Влияние пьезометрической высоты на пластовое
давление в скважине
а)- устье скважины совпадает с пьезометрической поверхностью;
б)- устье скважины расположено выше пьезометрической поверхности;
в) - устье скважины расположено ниже пьезометрической поверхности
Практика строительства нефтяных и газовых скважин показала, что
аномально высокие давления встречаются повсеместно. Аномально низкое
пластовое давление в природе наблюдается редко. Это давление может
возникнуть в морских бассейнах вследствие истощения продуктивных
пластов.
В существовании аномальных давлений важную роль играет время.
Непроницаемые
перегородки
никогда
не
бывают
герметичными
и
постоянными в масштабе геологических периодов. С течением времени
давления имеют тенденции к выравниванию с обеих сторон перегородки.
Давление гидроразрыва горных пород
Это давление, создаваемое флюидом, при котором в горной породе
начинают возникать трещины, что может стать причиной поглощения
бурового или тампонажного раствора, а затем и ГНВП.
10
Гидроразрыв горных пород представляет собой сложное явление.
Величина давления гидроразрыва горных пород может находиться в
пределах от пластового до полного горного давлений и зависит от многих
факторов, таких как: прочность, анизотропия и проницаемость пород,
физико-химических и термических напряжений, азимутального и зенитного
углов скважины.
Для прогнозирования градиента гидроразрыва существуют различные
зависимости. В отечественной и зарубежной практике используется формула
Б.А, Итона (1.2) и Р.А. Андерсона (1.3)
grad Ргр =
Pпп  

H  1 
 Pгор  Pпл
,

H

(1.2)
где Pпл , Ргор - пластовое и горное давления, Па; H – глубина пласта, м;  коэффициент Пуассона.
2  Pгор  1  3  Pпл
grad Ргр = 
,



 1   Н
(1.3)
 1   Н
Значения коэффициента Пуассона для наиболее распространенных
горных пород приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Горная порода
Коэффициента Пуассона
Глины:
- песчанистые
0,38-0,45
- плотные
0,25-0,36
Глинистые сланцы
0,10-0,20
Известняки
0,28-0,33
Каменная соль
0,44
Песчаники
0,30-0,35
11
Сельващуком А.П. предложена формула, отражающая механизм
гидроразрыва горных пород различных категорий,
Ргр  Рпл    ( Рг  Рпл )  Рс , МПа,
(1.4)
где  - коэффициент бокового распора горных пород; Рс – давление,
необходимое для преодоления сопротивления скелета горных пород разрыву,
МПа.
В исключительных случаях при полном отсутствии промысловых
данных допускается использовать эмпирическую зависимость
Ргр  0,0083Н  0,66 Рпл , МПа
(1.5)
С увеличением глубины скважины градиент давления гидроразрыва
пород
возрастает.
Следовательно,
наибольшая
вероятность
его
возникновения будет в верхней части открытого ствола (под башмаком
предыдущей зацементированной обсадной колонны).
Для
наиболее
точного
определения
прочности
горных
пород
используют данные непосредственных измерений при интенсификации
притока, а также данные наблюдений за поглощением бурового раствора во
время бурения или цементирования.
За рубежом и в нашей стране после разбуривания башмака обсадной
колонны проводят работы по определению давления поглощения горных
пород, которое должно быть больше давления опрессовки цементного
кольца, т.е. определяют максимально допустимое увеличение плотности
промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины. Знание
давления поглощения обязательно для успешной ликвидации НГВП или
открытого фонтана.
12
Обычно
испытания
проводят
под
башмаком
кондуктора
и
промежуточных обсадных колонн. При этом горная порода не должна
подвергаться гидроразрыву во избежание осложнений в скважине.
Методика проведения исследования заключается в следующем.
1.
Разбуривают цементный стакан и породу на 10-15 метров
ниже башмака обсадной колонны.
2.
Промывают скважину и выравнивают параметры бурового
раствора.
3.
Поднимают долото в башмак обсадной колонны. Контролируют,
чтобы скважина была полностью заполнена буровым раствором.
4.
Подсоединяют цементировочные агрегаты к опрессовочной
головке. Опрессовывают нагнетательную линию.
5.
Вызывают
дросселирования
циркуляцию
при
бурового
полностью
открытом
раствора
штуцере.
через
линию
Регулируют
производительность цементировочных агрегатов в пределах 40-80 л/мин.
6.
Закрывают скважину (превентором и штуцером).
7.
Прокачивают цементировочным агрегатом внутрь бурильной
колонны буровой раствор, увеличивая давление в скважине до половины
расчетного максимального значения. При этом на устье регистрируют
повышение давления по мере увеличения объема закачиваемого раствора.
8.
Продолжают закачивание бурового раствора порциями по 0,04 м3
каждый раз с последующей выдержкой во времени (2-3 минуты), для
стабилизации давления в скважине. По полученным данным строят график
изменения давлений в скважине после каждой закачанной в неё порции
(рис. 1.3).
9.
жидкости.
Строят график в координатах давление-объем закачиваемой
Точка
отклонения
(А)
от
прямолинейной
зависимости
соответствует давлению начала поглощения (РА). При получении на графике
2-3 точек стабильного поглощения закачивание прекращают. Продолжение –
(точка В) - приведет к достижению максимального давления (РВ),
13
при
котором происходит гидроразрыв породы.
Характеризуется резким
падением давления нагнетания.
10.
Останавливают насос и делают выдержку в течение 5- 10 минут.
11.
Осуществляют плавное (по 0,5-1,0 МПа/мин.) стравливание
давления через штуцер. Сравнивая объем возвратившейся жидкости с
закаченной, определяют объем жидкости поглощенный пластом.
РB
х
РA
х
х
В
А х


х
С

Давление
х

х
2
1


D
VA
VB
Объем закачанной жидкости
Рисунок 1.3 – Типовая диаграмма испытания горной породы на
прочность методом опрессовки:
1- давление нагнетания; 2- статическое давление
А- начало поглощения бурового раствора; В- гидроразрыв пласта; ВСраспространение трещин в породе; СD- падение давления после прекращения
закачки.
Гидростатическое давление на забой и стенки скважины
Это давление, создаваемое столбом жидкости определенной плотности
выше рассматриваемого сечения.
14
Прогнозирование
его
величины
является
необходимым
для
создания противодавления на стенки скважины с целью предотвращения
обвалообразований и газонефтеводопроявлений.
В покоящейся вязкой или ньютоновской жидкости гидростатическое
давление распределяется по глубине скважины согласно уравнению
Pгс  Ро   ж gh
(1.6)
где Ргс – полное гидростатическое давление на глубине h (м), Па; Ро –
внешнее давление на свободной поверхности жидкости, Па;
 ж- плотность
жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2.
Гидростатическое давление зависит от высоты столба флюида и его
плотности. Сечение и геометрия столба не оказывают влияния на величину
давления. Любое изменение давления в произвольной точке несжимаемой
жидкости, находящейся в статическом состоянии полностью передается в
любую другую точку этой жидкости. Гидростатическое давление в какойлибо точке одинаково во всех направлениях.
В
глубоких
жидкостью,
скважинах,
значения
закономерности
заполненных
гидростатического
буровой
давления
промывочной
отклоняется
от
(1.6). Отклонения обусловлены влиянием высокой
температуры, давления, фильтрацией, контракцией и др. С увеличением
глубины скважины влияние температуры преобладает над влиянием
давления, в результате чего плотность буровой промывочной жидкости
уменьшается. В работе [1] приведены эмпирические зависимости влияния
температуры и давления на плотность буровых растворов
для t  1300С
 Р, t   0 1  4  1010 P  4  105 t  3 106 t 2 
для t  1300С
15
(1.7)
2

 t  130  
10
5
6 2
 Р, t   0 1  4  10 Р  4  10 t  3  10 t  0,4
 
t

 

(1.8)
Необходимо учитывать, что если остановить или снизить циркуляцию,
то температура буровой промывочной жидкости повысится, что приведет к
снижению плотности и как следствие – гидростатического давления.
Любое изменение давления в произвольной точке несжимаемого
флюида, находящегося в состоянии равновесия, полностью передается в
любую точку этого флюида.
Скважина с помещенной внутри колонной труб уподобляется Uобразной трубе (колонна труб представляет одну из ветвей, а кольцевое
пространство – другую). В случае, если U-образная труба содержит
неподвижный флюид, свободные поверхности этого флюида находятся на
одном уровне в обеих ветвях трубы. Гидростатическое давление одинаково
на одной горизонтали независимо от рассматриваемого сечения. Если в ветви
U-образной трубы содержат флюиды различной плотности, то свободные
поверхности флюидов находятся на разных горизонтальных уровнях. Для
достижения равновесия системы происходит переток флюида с большей
плотностью из одной ветви в другую. Как правило, гидростатическое
давление одинаково в нижней части обеих ветвей U-образной трубы.
Согласно Правил [2] предусматривается, чтобы гидростатическое
давление на забой скважины превышало пластовое на величину не менее:
10 % - для скважин глубиной до 1200 м;
5 % - для интервалов от 1200 м до проектной глубины.
В необходимых случаях допускается превышения гидростатического
давления над пластовым давлением:
для скважин с глубиной до 1200 м на 1,5 МПа
для скважин с глубиной более 1200 м на 2,5-3,0 МПа
Гидродинамическое давление в скважине
Гидродинамические давления в скважине возникают при течении
жидкости по циркуляционной системе и при спуско-подъемных операциях.
16
При промывке скважины - это давление, создаваемое буровыми
насосами, для преодоления суммарных гидравлических сопротивлений
течению жидкости в циркуляционной системе буровой
Рн  Ро  Рбк  Рзд  Рд  Ркп ,
(1.9)
где Ро - потери давления в наземной обвязке; Рбк - потери давления в
бурильной колонне; Рзд - потери давления в забойном двигателе;
Рд -потери давления в долоте; Ркп - потери давления в кольцевом
пространстве.
Наибольшие потери давления происходят в долоте и забойном
двигателе (от 50 до 70 %). В кольцевом пространстве они, как правило,
меньше чем внутри труб.
В случае циркуляции через штуцерную батарею (при ликвидации
нефтегазоводопроявлений) потери давления составят
Рн  Ро  Рбк  Рзд  Рд  Ркп  Рош  Рш ,
(1.10)
где Рош - потери давления в отводном канале (от задвижки устья скважины
до регулируемого штуцера); Рш - потери давления на регулируемом
штуцере.
Любое изменение величины перепада давления в данной точке
циркуляционной системы (размыв или закупорка насадок долота, изменение
пропускного сечения дросселя и др.) повлечет идентичное изменение
давления до этой точки и оставит неизменными их ниже нее. Таким образом,
состояние отверстия дросселя регулирует давление в любой точке
циркуляционной системы.
При
цементировании
скважин
потери
давления
обусловлены
закачиванием тампонажного раствора по наземной обвязке Рон , в обсадные
трубы Рот и кольцевое пространство
Рца  Рон  Рот  Ркп .
17
(1.11)
Значение гидравлических потерь определяется по существующим
методикам.
При проведении спуско-подъемных операций в скважине могут
возникать значительные по величине гидродинамические давления.
В результате подъема труб в начальный момент в буровом растворе
возникают напряжения растяжения, и чем больше его объемная прочность,
тем более длительное время не происходит движения раствора. Возникает
эффект свабирования, вызывающий снижение давления на стенки скважины
и забой. В начале движения бурильной колонны создаются дополнительные
колебания давления, обусловленные разрушением структуры раствора. Для
компенсации эффекта свабирования
создают запас давления от 2,5 до
3,5 МПа.
При спуске труб происходит сжатие всего объема бурового раствора в
затрубном пространстве, инициируется давление под долотом (башмаком),
сдвигающее
раствор.
Возникает
эффект
поршневания,
вызывающий
увеличение давления в скважине, что может привести к поглощению
бурового раствора. В начале спуска свечи давление под долотом возрастает, а
после торможения оно снижается и может стать меньше гидростатического,
что может вызвать поступление пластового флюида в скважину.
Напряжения растяжения и сжатия после окончания спуска или
подъема каждой свечи снижаются во времени. Время релаксации может
достигать нескольких часов в зависимости от длины колонны труб и величин
возникающих напряжений.
Гидродинамическое давление зависит от многих случайных факторов –
таких как кавернозность ствола скважины, образования сальников на
бурильных трубах, толщины фильтрационной корки, эксцентриситета и др. В
связи с этим в настоящее время не существует единой точки зрения на
методы расчета гидродинамического давления при спуско-подъемных
операциях.
Избыточное давление
18
Избыточные давления Ри в скважине возникают в случае превышения
пластового давления над гидростатическим (при нефтегазоводопрявлениях).
Ри  Рпл  Ргс .
(1.12)
Избыточное давление в бурильных трубах измеряют манометром на
стояке при закрытой скважине без циркуляции.
Избыточное давление в обсадной колонне измеряют в затрубном
(кольцевом) пространстве на устье закрытой скважины при отсутствии
циркуляции.
Забойное давление
Давление на забой скважины при циркуляции жидкости всегда
превышает гидростатическое (рис. 1.4).
Рз  Рг  Ркп .
(1.13)
Для определения гидравлических потерь давления в кольцевом
пространстве в практических расчетах используется формула ДарсиВейсбаха
Н 2 
Ркп  
,
2D  d 
(1.14)
где  - коэффициент гидравлических сопротивлений (0,03-0,03);  - скорость
течения жидкости; D- диаметр скважины; d - наружный диаметр бурильных
труб.
В некоторых случаях имеется необходимость в обратной циркуляции.
Внутри скважины для данного расхода перепады давлений при прямой и
обратной промывке одинаковы. Однако, давление на забой при обратной
циркуляции значительно больше, чем при прямой циркуляции.
19
Состояние статическое:
скважина открыта, циркуляция
бурового раствора отсутствует.
Забойное давление равно
гидростатическому давлению
0
Рз  Ргс
Ргс
L
Р
Рз
0
Динамическое состояние:
Скважина открыта, идет циркуляция
бурового раствора.
Забойное давление равно сумме
гидростатического давления и потерям
давления в кольцевом пространстве
Ркп
L
Ргс
Рз  Ргс  Ркп
Рз
Р
Статическое состояние:
Скважина
закрыта.
Имеется
избыточное давление в кольцевом
пространстве при ГНВП.
Забойное давление равно сумме
гидростатического
давления
и
избыточного давления в кольцевом
пространстве.
0
Ри (кп)
L
Ргс
Рз  Ргс  Ри(кп )
Рз
Р
Динамическое состояние:
Скважина закрыта. Идет процесс
вымывания поступивших в скважину
флюидов.
Забойное давление равно сумме
гидростатического, избыточного и
потерям давления в кольцевом
пространстве.
0
Ркп Ри (кп)
Ргс
Рз  Ргс  РРи(кп )  Ркп
L
Рз
Р
Рисунок 1.4 - Графики забойного давления в скважине
20
В случае прямой циркуляции
- для турбулентного течения жидкости
4 G
,
Dd
Ркп 
(1.15)
- для структурного течения жидкости
Ркп 
4G
.
 fDd  d 2  f  1


(1.16)
В случае обратной циркуляции
-для турбулентного течения жидкости
Ркп  
4G Pc d

,
Dd D  d
(1.17)
- для структурного течения жидкости
Ркп 
Рc d
4G

,
f D  dэ  / d ( D  dэ)
(1.18)
где G - уменьшение веса бурильной колонны при промывке скважины, Н;
d- наружный диаметр труб бурильной колонны, м; Pc – давление на устье
скважины при обратной промывке, Па; f – коэффициент, учитывающий
распределение касательных напряжений (f =1,03-1,08)
Точность расчета гидравлических сопротивлений по формулам (1.161.18) будет зависеть от класса точности датчика веса бурильной колонны и
погрешности при определении фактического диаметра скважины.
Забойное давление при глушении скважин в случае НГВП
21
Р з  Ргс  Ркп  Ри (кп ) .
(1.19)
На величину забойного давления при спуско-подъёмных операциях
влияют скорость движения бурильной колонны, площадь кольцевого зазора,
реологические характеристики промывочной жидкости, тип обратного
клапана и др.
При подъеме бурильной колонны забойное давление равно
Р з  Ргс  Рпд  Рф  Рнд ,
(1.20)
где Рдп - гидродинамическое давление под долотом; Рф - снижение
забойного давления в результате фильтрации, контракции, седиментации и
температурных изменений; Рнд - снижение давления за счет недолива
скважины.
При спуске бурильной колонны давление на забой скважины равно
Рз  Ргс  Ргд  Рст ,
(1.21)
где  Рст –температурные изменения гидростатического давления бурового
раствора.
При спуске каждой свечи бурильного инструмента под долотом
возникают знакопеременные гидродинамические давления. В начале спуска
свечи, с ростом скорости спуска, нарастает и гидродинамическое давление
под долотом. После того, как скорость выравнивается - оно достигает
максимума и остается постоянной до момента начала торможения. При
резком торможении - снижается до нуля и давление в скважине становится
ниже пластового.
22
Экспериментально установлено, что давление, возникающее под
долотом, практически не передается на забой если расстояние между ними
более 700-800 м. Скорость движения колонны в диапазоне от 0,16 до 0,55 м/с
не оказывает существенного влияния на величину забойного давления.
1.3 Причины формирования зон с аномальными пластовыми
давлениями
Режим нормального давления предполагает существования системы,
гидравлически открытой для атмосферы. Образование аномальных давлений
требует
одновременного
присутствия
непроницаемой
перегородки
(покрышки) и самого фактора создающего аномальное давление.
Непроницаемые
тектоническое
перегородки
происхождение
имеют
седиментологическое
(накопление
осадков
и
мало-или
непроницаемых отложений, тектоническая активность, явления диагенеза).
Существуют
множество
факторов
являющихся
причиной
происхождения аномально высоких пластовых давлений, которые связаны с
геологическими,
физическими,
геохимическими
и
механическими
процессами. Вероятно, несколько факторов одновременно способствовали
образованию АВПД в каждом конкретном геологическом регионе.
Основные из них:
-
пьезометрический
уровень
пластовых
флюидов.
Влияние
региональной потенциометрической поверхности, имеющей аномально
высокий уровень. Это главная причина наличия артезианской воды в
системе;
- разность плотностей в нефтеводяных и газоводяных системах.
Давление
пластовой
воды
в
залежи
может
быть
нормальным
на
водонефтяном контакте. Тогда как в кровле пласта наблюдается избыточное
давление обусловленное разностью плотностей углеводородов и воды.
Избыточное давление пропорционально разности плотностей флюидов и
23
высоте столба углеводородов. Это избыточное давление может быть
особенно значительным в случае газовой залежи;
- региональный уклон пластов. Пластовые давления, нормальные в
глубокой части зоны, будут передаваться в верхнюю часть зоны,
где
возникнут аномально высокие давления;
повышение
-
давления
на
небольшой
глубине
вследствие
гидравлической связи с глубокозалегающими отложениями, перетоков по
негерметичному затрубному пространству;
- скорость седиментации и условия осадконакопления. Быстрое
отложение, преимущественно глин с некоторым количеством песка,
превышающее скорость структурного уплотнения;
- тектонические перемещения горных пород. Аномально-высокие
пластовые
давления
сбросообразований,
могут
возникнуть
складчатости,
в
результате
локальных
оползания,
вызванного
опусканием
разделенных сбросами блоков, диапировыми движениями соли и глинистых
сланцев, землетрясениями и др.;
- осмотические явления. Перемещение
жидкости
через
полупроницаемую
менее минерализованной
перегородку
(глина)
в
более
минерализованную;
-
термическая
экспансия
пластовых
вод.
Температура
внутри
отложений увеличивается с глубиной, что ведет к увеличению объема воды в
порах горных пород. Эффект возникает только при условии, что порода
изолирована
герметичной
перегородкой,
а
повышение
температуры
произошло после герметизации системы;
- явление диагенеза. Постепенное изменение осадка и составляющих
его минералов (образование новых минералов, перераспределение и
перекристаллизация веществ в осадки, литификация;
- биохимические процессы. На малых глубинах имеющиеся в
отложениях органические вещества частично разлагаются под действием
бактерий с выделением метана и других газов. Если миграция газа
останавливается непроницаемыми породами, то он оказывается в ловушке
24
под давлением. Величина этого давления зависит от степени герметичности
пласта, окружающей температуры и окончательного состава углеводородов
- массовые накопления каменной соли. Соль способна течь с
образованием соляных куполов. Подъем соли к поверхности может вызвать
аномальные давления в вышележащих образованиях и по бокам купола;
- наличие в геологическом разрезе криолитозоны. Аномальные
давления встречаются локально на глубинах до 500 м в результате резких
изменений климата.
Из опыта мировой практики бурения установлено, что существования
АВПД в глинистых отложениях составляет 65 %, в солевых отложениях –
33 %, а в карбонатных – 2 %. Наиболее часто (75 %) АВПД встречаются в
углеводородных залежах антиклинальной формы, имеющих глинистую
покрышку (рис. 1.5.).
а)
б)
Давление, МПа
20
60
40
80
1000
Глубина, м

3000


4000
1
I
2000
А
Б
В
II
2
А
II
I
3

IV
Г
4
Б
В

V
Г
5000
6000
Рисунок 1.5 - Схема строения месторождения с АВПД (а) и
распределение давлений по глубине скважины (б)
I- глинистая покрышка; II- ореол вторжения; III – газ; IV – нефть; V- вода; 1,
2, 3, 4 – давления соответственно горное, гидроразрыва, пластовое, условно
гидростатическое.
25
В глинистой покрышке, как правило, образуется ореол вторжения
вследствие интенсивного проникновения высоконапорных флюидов из
залежи.
В
ореоле
вторжения
наблюдается
сильная
загазованность,
насыщенность рассеянной водой и нефтью. Вторгнувшиеся флюиды создают
аномально
высокие
давления
в порах
глин,
что
способствует
их
разуплотнению и набуханию. В результате происходит уменьшение
прочности глинистой покрышки. Ореол вторжения распространяется до
труднопроницаемого литологического барьера, окаймляющего верхнюю
часть разуплотненных горных пород. Его мощность бывает различной. В
ореоле вторжения резко возрастают градиенты давлений. С глубиной
скважины они снижаются и аномальность давления в залежи уменьшается.
Аномальность также снижается от свода залежи к ее переферии.
1.4 Прогнозирование и обнаружение аномально высоких давлений
Для выявления пластов с аномально высокими пластовыми давлениями
до бурения скважин используется данные геологических изысканий,
результаты геофизических исследований, информация о соседних скважинах.
По
данным
геологических
изысканий
могут
быть
составлены
примерные карты распределения давлений.
Сейсмические методы геофизики позволяют до бурения выявить
нахождение недоуплотненных глин. Как правило, недоуплотненная зона
характеризуется хаотическим отражением или отсутствием отражения волн.
Информация о соседних скважинах для выявления аномальных
давлений важна. Она используется при составлении программ бурения новых
скважин.
Для оперативного контроля особую ценность представляют данные,
полученные непосредственно при бурении скважин. Выявление зон АВПД
по данным бурения основано на контроле показателей (индикаторов):
механической скорости бурения, d – экспоненты, вращающего момента на
роторе, веса на крюке, давления на выкиде насоса, плотности и температуры
26
выходящего бурового раствора, количества, размера, формы и плотности
выносимого буровым раствором шлама, содержания газа в буровом растворе
и др.
Рекомендуется отслеживать АВПД по нескольким, не менее трех,
показателям.
Механическая скорость бурения скважин
Механическая
скорость
при
нормальных
условиях
бурения
уменьшается с глубиной. Однако при бурении разуплотненных глин в ореоле
вторжения она резко увеличивается, что служит индикатором вхождения
скважины в зону высоких давлений. При этом следует учитывать, что на
величину механической скорости оказывают влияние многие другие
факторы, такие как: литология разбуриваемых горных пород, параметры
режима бурения, текущее состояние долота, свойства бурового раствора.
Влияние этих параметров таково, что не всегда удается определить причину
изменения механической скорости.
Таким образом, механическая скорость бурения однозначно отражает
изменение пластового давления в глинистых породах в том случае, когда
параметры режима бурения остаются постоянными.
Данные об изменении механической скорости бурения рекомендуется
фиксировать в мягких породах через 10-15 метров, а в твердых – через 1,5-3
метра.
Нормализованная скорость бурения (d-экспонента)
Влияние изменения параметров режима бурения можно исключить,
используя нормализованную скорость бурения, представляющей собой
безразмерное
выражение
(d-экспонента),
полученное
из
уравнения
механической скорости бурения.
d
lg v м / 60n 
,
lg Pос / gDд2


27
(1.22)
где v-механическая скорость бурения, м/час; n- частота вращения долота,
об/мин; Рос- осевая нагрузка на долото, кН;  - плотность бурового
раствора, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2 ; Dд - диаметр
долота, м.
Расчеты значений должны быть приурочены к интервалам залегания
глин или глинистых сланцев. Обычно значения d-экспоненты изменяются от
0,5 до 2,5. В нормальных условиях она равномерно возрастает с глубиной.
При вхождении в недоуплотненную зону отмечается отклонением ее в
сторону уменьшения.
Плотность глинистого шлама
Считается, что измерение плотности глинистого шлама является
наиболее объективным способом выявления зон АВПД. В зонах нормального
пластового давления плотность глин увеличивается с глубиной. Отклонение
от нормальной тенденции изменения в сторону уменьшения покажет наличие
недоуплотненных глин и, следовательно, высоких давлений. Однако на
плотность глин может повлиять наличие тяжелых минералов и воздействие
буровой промывочной жидкости.
Количество и форма глинистого шлама
При разбуривании горных пород в пределах ореола вторжения
наблюдается увеличение количества глинистого шлама на виброситах. При
этом размер частиц шлама увеличенный, а форма – удлиненная с острыми
краями.
Количество и форма глинистого шлама имеет второстепенное значение
и могут использоваться для подтверждения других признаков аномальности
давлений.
Вращающий момент на роторе и вес на крюке
Момент вращения определяется трением между долотом и забоем
скважины, а также между бурильной колонной и стенками скважины. В
нормальных условиях он должен равномерно увеличиваться с глубиной. При
аномальности давления глины могут выжиматься в ствол скважины, что
28
приводит к его сужению. Уменьшение диаметра скважины вызывает
увеличение крутящего момента на роторе. Возникают затяжки и посадки
инструмента при спуско-подъемных операциях. При большой переходной
зоны (ореола вторжения) повышение момента на роторе и веса бурильной
колонны могут остаться не зафиксированными.
Рассматриваемые
выше
факторы
по
причине
неоднозначности
самостоятельного значения не имеют и могут применяться в совокупности с
другими индикаторами зон АВПД.
Температура бурового раствора
Недоуплотненная
горная
в
ореоле
вторжения
порода
имеет
теплопроводность ниже нормального значения. Величина геотермического
градиента уменьшается при приближении к такой породе, затем повышается
в интервале ее залегания, достигая аномально высокого уровня. Изменение
геотермического градиента можно контролировать, измеряя температуру
бурового раствора на устье скважины. При вскрытии зоны АВПД
температура раствора на выходе из скважины возрастает, достигая 20 % на
100 метров проходки. Однако на точность измерений оказывают влияние
свойства самой буровой жидкости, величина кольцевого зазора, время после
восстановления циркуляции и др. В этой связи температура бурового
раствора является дополняющим фактором при обнаружении зон АВПД.
Газирование бурового раствора
Бурение скважин в пределах ореола вторжения может сопровождаться
газированием
циркулирующего
бурового
раствора.
Рекомендуется
непрерывно контролировать поступление газа в буровой раствор. Признаком
поступления газа в скважину является увеличение газосодержания бурового
раствора после наращивания бурового инструмента.
Практика бурения свидетельствует о необходимости комплексной
оценки при прогнозировании зон АВПД.
29
1.5 Причины и условия возникновения газонефтеводопроявлений в
скважинах
Газонефтеводопроявления являются одним из самых распространенных
осложнений в процессе сооружения скважин.
При бурении пластовые флюиды в незначительном количестве
постоянно
поступают
осмотическими
и
в
скважину.
капиллярными
Приток
флюида
перетоками,
обусловлен
контракционными
и
фильтрационно-депрессионными эффектами, температурными факторами,
диффузией газа и другими явлениями, которые непосредственно при наличии
противодавления на пласт не приводят к газонефтеводопроявлениям. Однако
даже при незначительных по интенсивности притоках пластового флюида
происходит
снижение
забойного
давления,
что
создает
опасность
возникновения осложнений.
Поэтому все зарегистрированные случаи газонефтеводопроявлений, а
также открытые фонтаны произошли вследствие превышения пластового
давления над забойным давлением.
Причины ГНВП приведены на рисунке 1.6.
Превышение
пластового
давления
над
забойным
давлением
происходит, как правило, в результате:
- вскрытия пласта с более высоким градиентом пластового давления,
чем предусмотрено проектом;
- снижения плотности буровых или тампонажных растворов из-за
нарушения геологических или технологических требований;
- уменьшения высоты столба бурового раствора вследствие недолива
при подъеме труб или поглощения;
- неконторолируемого ввода химических реагентов или воды;
- колебаний гидродинамического давления, вызванных движением
бурильных или обсадных труб;
- прекращения циркуляции бурового раствора;
- снижения гидростатического давления при ОЗЦ;
30
- установки специальных ванн с жидкостью, плотность которой меньше
плотности бурового раствора.
Условие
возникновения
ГНВП
при
бурении,
промывке
и
цементировании скважин имеет вид
Рпл  Ргс  Ркп .
(1.23)
Давление на пласт
Без снижения давления
Выбуренная и
обвалившаяся
порода
Фильтрация
Массообмен
в системе скважина
-пласт
Диффузия
Осмотические
перетоки
При снижении давления
Ошибки при
определении
пластового
авления
Контракция
Температурные
колебания
Искусственные
зоны
с повышенным
давлением
Низкая плотность
бурового раствора
Неконтролируемый
ввод химических
реагентов и воды
Недолив затрубного
пространства при
подъеме труб
Недостаточная
дегазация бурового
раствора
Отрицательная
составляющая
гидродинамического
давления при спуске
и подъеме труб
Установка ванны для
освобождения
прихваченных труб
Установка
различного типа ванн
Седиментация
Перетоки,
приводящие к
снижению уровня
бурового раствора
в затрубном
пространстве
Капиллярные
перетоки
Гравитационное
замещение
Поглощения
бурового раствора
Установка
цементных мостов
Разрушение
обратного клапана
Рисунок 1.6 - Причины возникновения газонефтеводопроявлений
в скважинах
31
В случае прекращения циркуляции (геофизические исследования,
простой скважины и т.д.)
Рпл  Ргс .
(1.24)
Наиболее часто возникают проявления при проведении спускоподъемных операций.
Условие
возникновения
проявления
в
скважине
при
подъеме
бурильной колонн выражается неравенством
Рпл  Ргс  Рдп  Рст  gh ,
где
Рдп -
гидродинамическое
давление
в
кольцевом
(1.25)
пространстве,
обусловленное движением бурильной колонны; Рст - снижение давления
вследствие
контракции,
седиментации,
фильтрации,
температурных
изменений в неподвижном буровом растворе; gh - опорожнение скважины
по причине недолива ее буровым раствором.
Условие, при котором происходит приток пластового флюида во время
спуска бурильных труб, имеет вид
Рпл  Ргс  Рдс  Рст ,
(1.26)
где Δ Рдс - отрицательная составляющая гидродинамического давления,
возникающая во время торможения бурильной колонны при спуске.
Значение Рст можно определить по эмпирической формуле
Рст =
(0,02 – 0,05)  g hп,
(1.27)
где hп – высота столба бурового раствора, находящегося в состоянии покоя, м
Для оценки величин гидродинамических давлений возникающих в
скважине можно использовать зависимости 1.14 -1.18.
32