CC BY
122
УДК 622.24
В. С. Семенякин Астраханский государственный технический университет
РАСПОЗНАНИЕ ПРИЧИН РАЗВИТИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ НА РАННЕЙ СТАДИИ ИХ ВОЗНИКНОВЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ
При поиске глубокозалегающих нефтяных и газовых месторождений возникает проблема, связанная с пластовым давлением, величина которого во многих случаях неизвестна. На глубине от 4 000 м и ниже оно может быть иногда как нормальным, так и аномально высоким. В связи с этим на практике с целью предупреждения проявления или выбросов пластового флюида чаще всего заранее завышают плотность бурового раствора, а в процессе бурения пытаются оценить величину пластового давления по ^-экспоненте или непосредственным замером при проведении испытаний с помощью пластоиспытателей. Для предупреждения поглощения бурового раствора определяют давление «утечки», по которому устанавливают предельную плотность бурового раствора. Если осуществляют разведочное бурение на нижележащие горизонты, а выше них имеется продуктивный горизонт с аномально высоким давлением, то в них можно определить пластовые давления по методу, описанному в [1] .
Когда пластовые давления по разрезу залежи уже установлены, то и в этом случае, соблюдая «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», не следует допускать гидростатическое давления на забое скважины выше 2,5-3,0 МПа [2]. При соблюдении этого условия при промывке скважины эквивалентная плотность циркуляции, определяемая с учетом гидравлических потерь [3], будет гораздо выше плотности бурового раствора, а следовательно, репрессия на пласт станет выше 3,0 МПа. Негативные последствия от превышения пластового давления забойным очевидны. Это проявления и поглощения [4], кроме того, что самое главное, при испытании продуктивного горизонта иногда получают фильтрат бурового раствора или скважины оказываются «сухими».
Обычно нефтегазоводопроявления и потерю циркуляции бурового раствора связывают со свабированием, проявляющимся при спускоподъемных операциях в зоне высокого пластового давления, либо с гидроразрывом пласта [4, 5].
Данные свидетельствуют, что выбросы происходят практически по двум основным причинам:
- уменьшение гидростатического давления на пласт во время бурения пласта с известным пластовым давлением, вызванное подъемом колонны бурильных труб (поршневой эффект);
- слишком высокая эквивалентная плотность циркуляции при промывке или спуске бурильной колонны, приводящая к одновременному поглощению бурового раствора и проявлениям [4, 5].
В то же время отмечается, что, несмотря на большую эквивалентную плотность циркуляции, даже при очень низкой механической скорости бурения в песках, поглощения бурового раствора не происходит, но когда прекращают промывку, из него может произойти выброс газа [3].
В [4] рассмотрены наиболее полно и другие причины поглощения и нефтегазопроявления, в частности, связанные с силами гравитации, проявляющими себя при вскрытии высокотрещиноватых кавернозных известняков при бурении на равновесии и при гидроразрыве пласта. Силы гравитации проявляют себя и при бурении хемогенных отложений, если в толще солей встречаются рапонасыщенные терригенные пропластки, склонные к раскрытию трещин при высоких забойных давлениях или при гидроразрыве солевых отложений.
Анализ причин рапопроявлений, возникающих при бурении хемо-генных отложений, позволил установить интенсивность рапопроявления и поглощения бурового раствора при гравитационном замещении. Как видно из рисунка, при равных значениях плотности бурового раствора и рапы проявления и поглощения отсутствуют. С увеличением плотности бурового раствора начинается проявление сил гравитации, приводящее к рапопроявлению и частичному поглощению бурового раствора. Они достигают максимального значения при (рбр - Рпл.ф)/рпл.ф = 0,5 (рбр - плотность бурового раствора; рпл.ф - плотность пластового флюида), а при дальнейшем увеличении плотности интенсивность рапопроявления начинает снижаться с одновременным увеличением темпа поглощения бурового раствора. Наконец, при (рбр - рпл.ф)/рпл.ф > 0,77 рапопроявления прекращаются, а процесс бурения ведется при поглощении бурового раствора. Теперь темп поглощения зависит от раскрытости трещин пласта и от объема поглощенного бурового раствора, т. е. от расстояния, на которое буровой раствор удалился от оси скважины. Чем больше раствора ушло в пласт, тем на большее расстояние он удалился от оси скважины, тем меньше становится темп поглощения, так как на дальнейшее продвижение раствора по пласту требуется дополнительная энергия на преодоление сил сопротивления при его движении по трещинам.
Следует заметить, что, как правило, при начавшихся газонефтепрояв-лениях для борьбы с ними сразу же повышают плотность бурового раствора вместо того, чтобы ликвидировать их обычным стандартным способом: путем вымыва газа и нефти, поступающих из пласта [3]. При повышении плотности раствора до 2 000 кг/м3 и выше возникает гидроразрыв пласта, который приводит к образованию трещин большой протяженности. Трещины, образовавшиеся при давлении гидроразрыва, сразу же заполняются газом, нефтью и рассолом, содержавшимся до этого в поровом пространстве в терригенных запечатанных пропластках. Суммарный объем трещин гидроразрыва может достигать значительных величин. Так, например, этот объем в аргелитах филипповского горизонта составляет около 3 000 м3, а в солях хемогенной толщи от 10 000 м3 и больше. В этих условиях специа-
листы-практики воспринимают проявления так, как если бы ими был вскрыт пласт с аномально высоким пластовым давлением, равным горному.
При гравитационном замещении рапы оно проявляется на устье скважины в виде повышения устьевого давления при герметизации устья скважины и излива рапы при ее открытии [6] и зависит от плотности бурового раствора, как показано на рисунке.
Интенсивность рапопроявления и поглощения бурового раствора AQ/At в зависимости от превышения плотности бурового раствора р бр над плотностью рапы р р
При гидроразрыве низкопроницаемых песчаников, известняков, глин или солей, содержащих в себе нефть, газ или рапу, в трещинах разрыва создается наведенное давление, превышающее гидростатический столб бурового раствора, если гидроразрыв произошел вследствие закупорки наддо-лотного пространства шламом бурения. В этом случае давление гидроразрыва Ргр (наведенное давление в трещинах разрыва) будет равно
Ргр = р б.р 8 Н + Рнаг , (1)
где р бр - плотность бурового раствора, находящегося в колонне бурильных труб;
- 8 - ускорение свободного падения;
- Н - местонахождение долота на глубине Н;
- Рнаг - давление нагнетания на устье скважины.
При этом давлении в скважине происходит не только гравитационное замещение, но и проявление. Аналогичная картина наблюдается при вскрытии высокотрещиноватого кавернозного продуктивного пласта, имеющего нормальное или аномальное пластовое давление. Это и дает основание полагать, что вскрыт пласт с невероятно высоким пластовым давлением. При гравитационном замещении в условиях равновесия пластового и забойного давлений количества поглощенного бурового раствора дбр и поступающего из пласта дпл.ф равны, т. е.
Яб.р = ^пл.ф. (2)
При превышении забойным давлением пластового или наведенного будем иметь дополнительные потери бурового раствора (количество поглощения) цпог. При этом равенство (2) нарушается. В этом случае суммарные потери раствора (цбр + дпог), будут больше, чем дш.ф . При превышении пластовым (наведенным) давлением забойного картина будет противоположная, описываемая неравенством
Цпл.ф + Ц пр > Яб.р , (3)
где Цпр - дополнительное количество пластового флюида (количество проявления), поступающего в скважину.
Незнание этих процессов приводит к тому, что начавшееся рапопро-явление при гравитационном замещении воспринимается на практике как сигнал к увеличению плотности бурового раствора. Под более высоким давлением происходит вытеснение нефти, газа или рапы из трещин призабойной зоны, вследствие чего освобождающееся пространство заполняет буровой раствор, закрывая доступ пластовому флюиду в скважину. Примером, подтверждающим вышесказанное, может быть газопроявление на скважине Девонская-2, возникшее на глубине 6 510-6 518 м. Вначале при бурении произошел гидроразрыв пласта, затем наблюдалось постепенное снижение плотности бурового раствора вследствие насыщения его газом. Для ликвидации проявления плотность бурового раствора была увеличена с 1 920 до 2 150 кг/м3. Проявление прекратилось. Очевидно, был вскрыт газоносный пласт, имеющий аномальное давление, равное 140 МПа. Бурение скважины на этой плотности продолжили до глубины 7 000 м, превысив максимально возможное пластовое давление на 50 МПа.
Подобные ситуации имели место при вскрытии фораминиферовых отложений, лежащих над покрышкой, отделяющей газонефтяные верхнемеловые отложения на Северном Кавказе. Для бурения фораминеферовых отложений плотность бурового раствора доводили до 2 200 кг/м3, считая, что в них пластовое давление превышает аномально высокое давление в верхнем мелу. Полную аналогию можно было наблюдать и на Астраханском газоконденсатном месторождении при бурении филипповского горизонта. Было сделано предположение, что в этом горизонте пластовое давление выше давления продуктивного пласта. После ликвидации проявления были проведены замеры давления и сделан вывод о том, что вышли на пластовое давление, хотя на самом деле оно соответствовало давлению столба бурового раствора.
Таким образом, недооценка явления гравитационного замещения, как процесса начала проявления, приводит к ложному представлению о вскрытии продуктивного горизонта, имеющего аномальное пластовое давление. При этом чаще всего игнорируется тот факт, что перед проявлением было незначительное, от 1 до 5 м3, поглощение бурового раствора. Проявления сил гравитации во всех случаях приводят к негативным последствиям при строительстве скважин и отражаются на качестве крепления эксплуатационных колонн, поскольку плотность тампонажного рас-
твора завышают, а затем за эксплуатационной колонной фиксируют отсутствие цементного камня.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Семенякин В. С., Семеняк М. В., Семенякин П. В. Особенности формирования аномально высоких пластовых давлений // Газовая промышленность. - 1997. -№ 12. - С. 50-52.
2. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ08 - 62403) / Е. А. Иванов, С. Н. Мокроусов, Ю. К. Гиричев и др. - М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. - 272 с.
3. Джон Б. Баркер. Регулирование эквивалентной плотности циркуляции при сверхглубоком бурении скважин в Мексиканском заливе // Нефтегазовые технологии. - 2000. - № 1 . - С. 73-77.
4. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / А. Ф. Озеренко, А. К. Куксов, А. И. Булатов и др. - М.: Недра, 1978 . - 279 с.
5. Скалле П., Подио А. Л. Тенденции, выявленные при анализе 1200 открытых выбросов, произошедших в регионе Мексиканского залива в течение 19601996 гг. // Нефтегазовые технологии. - 1998. - № 5/6. - С. 55-61.
6. Круглов Ю. И., Семенякин В. С., Семенякин П. В. Динамические процессы в трещинно-поровом коллекторе при бурении скважин // Г азовая промышленность. - 2001. - № 2. - С. 24-26.
7. Саушин А. З., Семенякин В. С. Технология добычи нефти из тектонически экранированных залежей. - Астрахань: ИПЦ «Факел», ООО «Астраханьгаз-пром», 2001. - 127 с.
Получено 30.07.04
DEVELOPMENT REASONS RECOGNITION OF MANIFESTATIONS AT AN EARLY STAGE OF THEIR COMING INTO EXISTANCE WHILE DRILLING
V. S. Semenjakin
It is considered that anomalously high bedded pressure or carrying out the operations at wells causing seam depression is the reason of oil-&-gas-&-water manifestations appearance. The definite examples proved that in the majority cases these manifestations are connected with force of gravity & appear every time when the drilling solution density is higher the density of bed fluid. It appears while gravitational brine substitution as increase in pressure at the well’s estuary & it is proportional to the drilling solution density. The similar situation is observed on all the wells revealing clay & salt seams & tend to fissures disclosing under high pressure. If there are hydrocarbons & brine in these fissures they are forced out into the well & a false conception appears about the productive seam revealing.
