CC BY
288
УДК 519.876.5;622.276
А.Г. Потапов, Д.Г. Бельский, О.А. Потапов
К вопросу о геомеханическом моделировании при бурении скважин
Одним из способов ликвидации осложнений, связанных с поглощением буровых растворов, обвалами неустойчивых пород и др., является способ обхода зоны осложнения направленным забуриванием второго ствола. Реализация данной технологии требует знания закономерности развития трещинного пространства.
В работе [1] приведены результаты статистической обработки данных 997 замеров азимутального направления трещин мячковского горизонта Жирновско-Бахметьев-ского месторождения на обнажениях и карьерах. Установлено, что 80 % вертикальных трещин образуют две ортогональные системы субмеридиального и субширотного направлений. Данные о направлениях трещиноватости пород согласуются с данными о естественном искривлении стволов скважин на Жирновско-Бахметьевском месторождении в интервалах поглощений бурового раствора.
Как отмечается в работах В.М. Анохина [2], А.И. Тимурзиева [3] и других исследователей закономерностей образования и распространения планетарной трещино-ватости в континентальной коре земли, «... существует конечное число закономерно ориентированных систем линейных структур, образующих систему планетарной тре-щиноватости. .Закономерности сводятся к существованию 4-х главных систем разрывных нарушений: ортогональной, включающей субмеридиальную (азимут 0-10°) и субширотную (азимут 80-90°) составляющие; диагональной северо-восточной (азимут 30-60°, в среднем 45°); диагональной юго-восточной (азимут 120-150°, в среднем 135°)» [2]. В работах [4, 5] указывается, что преобладают азимуты 30-60° (210240°) и 120-150° (300-330°): «Эти направления едины для всех континентов Земли. Эта система выражена и на розах-диаграммах трех основных элементов суши: рек, берегов, хребтов, и здесь установлены те же закономерности.». Такие линейно ориентированные элементы рельефа земной коры определяются как линеаменты, имеющие связь с разрывными нарушениями и зонами повышенной проницаемости земной коры. Именно поэтому построенные для конкретных регионов розы-диаграммы разломов и линеаментов не имеют заметных расхождений в направленности линейных форм рельефа и разрывных нарушений и соответствуют четырем главным системам (рис. 1). Отсюда очевидна целесообразность использования результатов линеамент-ного анализа при изучении геологического строения месторождений и площадей при строительстве скважин.
В работе А.И. Тимурзиева [3] показано, что при наложении на азимутальный круг «генерализованной схемы проявления разрывных деформаций в земной коре» они образуют восемь азимутальных секторов: четыре ортогональных и четыре диагональных. На рис. 2 темным цветом выделены секторы диагональной сети сдвиговых деформаций, светлым - секторы ортогональной сети сдвиговых деформаций.
По характеру встречающиеся поглощения можно подразделить на частичные и полные («катастрофические»). Частичные поглощения возникают, как правило, без заметного увеличения механической скорости, чаще всего связаны с превышением забойного давления над пластовым и при снятии гидродинамических нагрузок прекращаются. «Катастрофические» поглощения бурового раствора обусловлены вскрытием трещин и каверн и, как правило, следуют за «провалом» инструмента. При этом механическая скорость возрастает, происходит падение уровня раствора в скважине и может возникнуть газонефтепроявление [6].
Ключевые слова:
бурение скважин,
осложнения,
поглощение
раствора,
осыпи,
обвалы пород, разрывные нарушения, линеаменты.
Keywords:
well drilling, complications, mud absorption, rock caving, rock fall, disjunctive interruptions, lineaments.
350-360 340-350 330-340 320-330 310-320
230-240 220-230
210-220 200-210
180-190 линеаменты
разломы
Рис.1. Роза-диаграмма общей направленности линейных структур Земли (Анохин В.М. [2])
Рис. 2. Схема проявлений разрывных деформаций в земной коре для сдвигового поля напряжений (Тимурзиев А.И. [3])
Анализ данных по осложнениям, проявившимся при вскрытии продуктивных отложений Тенгизского месторождения, показал, что 16 одноразмерных (по диаметру) интервалов из 42-х пробуренных (38 %) не достигли проектной глубины в связи со вскрытием интервалов «катастрофических» поглощений и были перекрыты потайной или эксплуатационной колонной. Суммарная толщина этих зон составляет 18 % от максимальной мощности, вскрытой одной скважиной (649 м). На эти зоны приходится 76 % поглощений, приведших к спуску потайной или эксплуатационной колонны. Следует отметить, что по скважинам с «катастрофическими» поглощениями среднее значение величины интервала, вскрытого одноразмерным долотом, составило 144 м. При этом среднее значение коэффициента продуктивности равно 38 м3/(сут-МПа). По остальным скважинам эти характеристики равны, соответственно, 240 м и 17 м3/(сут-МПа) [6]. В табл. 1
представлены данные о распределении «катастрофических» поглощений по глубине продуктивных отложений.
Изоляционные заливки с использованием смесей при ликвидации «катастрофических» поглощений малоэффективны. Так, например, при бурении первого интервала продуктивных отложений в скв. 40 затраты времени на ликвидацию поглощения составили 3679 ч, и работы завершились преждевременным перекрытием 115-метрового интервала 194-милиметро-вой потайной колонной. При бурении следующего интервала из-под потайной колонны были также вскрыты две зоны поглощения, на изоляцию которых было затрачено 1206 ч [4].
При бурении скв. 8 Тенгизского месторождения в интервале продуктивных отложений после спуска потайной колонны было вскрыто подряд пять интервалов (4301-4303, 43124314,4322-4324,4365-4368, 4369-4372 м) с высокой интенсивностью поглощений бурового
Таблица 1
Частота «катастрофических» поглощений в продуктивных отложениях Тенгизского месторождения
Интервал от кровли продуктивного пласта, м Величина интервала, м Количество скважин с внеплановым спуском колонн Доля от общего числа, %
0-30 30 4 25
100-120 30 3 19
250-270 20 2 12
405-450 45 3 19
раствора, приближающейся к «катастрофическому» уровню, что привело к преждевременному спуску 168-милиметровой эксплуатационной колонны. Аналогичные серии зон поглощений на малом интервале бурения (40-150 м) по продуктивным отложениям Тенгизского месторождения были вскрыты в скв. 20, 39, 40, 43 и др. Такая последовательность зон поглощения бурового раствора и высокое значение коэффициента продуктивности, вероятно, связаны с тем, что углубление скважин происходит в интервалах вертикальных трещин.
Необходимое условие устойчивости и прочности пород на стенке скважины можно записать в следующем виде [7]:
<р,gH_Рп ^+0.
V3 ри gH _Р„
S'
(1)
где
о. =
2о„.
_+ (а_1)
(а + 1)АРг (а + 1)
(1 + 2 8)
_ (1 _8)2, (2)
а = стсж/стр - отношение предела прочности пород на сжатие (стсж) к пределу прочности на растяжение (стр); 5 = у/(1 - V) - коэффициент бокового распора (V - коэффициент Пуассона); Рп - пластовое давление; рп - плотность горных пород; рр - плотность бурового раствора.
Нарушение левостороннего ограничения приводит к осыпям и обвалам горных пород, а правостороннего - к гидроразрыву.
Для большинства горных пород значение отношения прочности на сжатие и разрыв составляет 8-10. При а = 9 в работе [7] получено
о* =у/2,68(2 + 0,68).
разрыва пласта на 20-30 % выше градиента поглощения бурового раствора в зонах трещино-ватости для месторождений, включенных в анализ. Сделан вывод о том, что поглощения обусловлены естественными геологическими причинами, и основными путями движения бурового раствора в пласт являются трещины, характерные для зон тектонических нарушений.
Следует отметить, что при исследовании физико-механических свойств горных пород образцы керна, как правило, отбираются без нарушения сплошности, трещин и каверн. Следовательно, ограничения, полученные из соотношения (1) с использованием значений ст, по формуле (3) относятся к горным массивам, не имеющим тектонических нарушений. Если в соотношении (1) принять ст, = 0, то получим для гидроразрыва известное соотношение Б.А. Итона, в котором не учтено дополнительное напряжение, связанное с тектонической активностью [9, 10]. Анализ соотношения (1) показывает, что ст, = 0 при а = 1/3 (т.е. при стсж < стр). Это трудно объяснить для горных пород с физической точки зрения. Вероятно, можно предположить, что даже при сильном нарушении сплошности горной породы должно выполняться условие стсж > стр.
Если предположить, что для разрушенной горной породы а ^ 1, получим соотношение
о* = ^/8(2 _8).
(4)
(3)
Следует отметить, что в зонах с наличием тектонических нарушений в интервалах ослабленных пород градиенты гидроразрыва значительно ниже полученных из оценки правостороннего ограничения. Как показывает анализ осложнений, связанных с осыпями и обвалами стенок скважин в этих интервалах, левостороннее ограничение также не всегда выполняется, поскольку дает заниженные оценки допустимой плотности бурового раствора.
В работе [8] проведено сравнение промысловых данных о градиентах гидроразрыва пласта в эксплуатационных скважинах и градиентах поглощения бурового раствора при бурении скважин продуктивного пласта в тех же интервалах. Показано, что градиент давления гидро-
На рис. 3 представлены расчеты коэффициента гидроразрыва (PJP„) продуктивного пласта Тенгизского месторождения, полученные на основе соотношения (1) при условии (3), тренд (РНР), и расчет авторов (4), а также приведены фактические данные по скважинам с «катастрофическими» поглощениями бурового раствора.
В целях определения азимутального направления стволов скважин Тенгизского месторождения в интервалах поглощения бурового раствора был проведен анализ результатов инклинометрических замеров азимута по 29 скважинам, на которых вскрыто 89 интервалов с различной интенсивностью поглощений от частичных до «катастрофических», глубина залегания - от 3777 до 5413 м. В скважинах, последовательно вскрывавших несколько зон поглощения, азимут ствола сохранялся на всем осложненном интервале. Анализ показал, что азимутальное направление 88 %
■
■ ■
3800 4200
фактические данные
4600
Глубина, м
линейная (расчеты автора)
5000
5400
линейная (тренд)
Рис. 3. Изменение коэффициента гидроразрыва по глубине продуктивных отложений
Тенгизского месторождения
скважин, вскрывших 80 зон поглощений, совпадает с направлением секторов, относящихся к четырем главным системам разрывных нарушений, выделенных на рис. 2. При этом 56 % скважин относятся к ортогональным системам (24 % - к субмеридиальной и 32 % - к субширотной) и 32 % - к диагональным. Следует отметить неравномерное распределение скважин по секторам и направлениям. Так, азимутальное направление 60 % скважин совпадает с южным, юго-западным и западным секторами, в то же время скважины с северо-восточным азимутальным направлением не выявлены. Минимальное количество скважин имеют северное и юго-восточное направления, что, вероятно, обусловлено особенностью строения недр Тенгизского месторождения [11].
Следует отметить, что при бурении скважин в зонах тектонических нарушений кроме поглощений возникают осложнения, связанные с осыпями и обвалами неустойчивых горных пород. Как отмечено в работе [12], в процессе бурения крепких пород возможны вывалы крупных обломков из стенок скважины, что приводит к заклиниванию бурильного инструмента.
Так, при бурении скв. 2 Нагумановской площади при забое 4310 м произошел обвал стенок скважины в интервале трещиноватых известняков артинского яруса. Неоднократными
проработками и промывками дойти до забоя не удалось. Дважды провели гидродинамическую кольматацию стенок скважины в интервале 4260-4315 м. С периодическими проработками, промывками и техническим отстоем пробурили до глубины 4325 м. Закачали 34 м3 вязкоупругого разделителя для очистки ствола от породы. При забое 4332 м повторили гидродинамическую кольматацию. Бурение закончено при забое 5002 м.
При бурении скв. 5 Нагумановской площади под эксплуатационную колонну в интервале 4035-4204 м наблюдались периодические «затяжки» бурильного инструмента. После спуска долота с шламоуловителем для очистки забоя было поднято 3,5 кг крупного шлама, представленного трещиноватыми известняками с размером обломков 50 х 100 мм [10]. При последующем бурении на устье наблюдался повышенный вынос оскольчатого шлама. Попытки закрепления осыпающихся пород с помощью цементирования в интервале 4110-4366 м привели к за-резке второго ствола и перебуриванию интервала [10]. Бурение закончено при забое 4850 м.
Результаты инклинометрических замеров азимутального направления стволов скв. 1, 2 и 5 Нагумановской площади в интервалах осыпей и обвалов приведены табл. 2. Во всех скважинах азимуты совпадают с главными системами разрывных нарушений.
Таблица 2
Интервалы тектонических нарушений на Нагумановской площади [12]
и азимутальное направление в интервале осложнений скважины
№ скважины Глубина спуска промежуточной колонны, м Интервалы тектонических нарушений, м Коэффициент кавернозности Затраты времени на ликвидацию осложнений, ч Азимут скважины в интервале осложнений, град.
1 4000 5730-5820 1,3-2,4 1787 10,30
2 3995 4270-4315 1,9-2,3 677 129,30
3 3840 3950-4283 1,6-3,4 1367 275,66
Таким образом, можно сделать вывод о том, что для ликвидации осложнений необходимо выйти за пределы зоны трещиновато сти, обусловленной тектоническим нарушением. Следует отметить, что Государственным комитетом по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР было зарегистрировано и выдано авторское свидетельство на способ предотвращения поглощения бурового раствора. Основная идея данного способа состоит в следующем: «.. .с целью повышения надежности обхода зоны поглощения перед установкой моста определяют азимутальное направление поглощающего ствола, а забуривание дополнительного ствола проводят в одну из четвертей пространства, образованного линией азимутального направления
поглощающего ствола и перпендикуляра к ней, проведенного через проекцию устья скважины со смещением от биссектрисы этой четверти пространства до 25° в одну или другую сторону» [13]. Однако вокруг «средних направлений» (см. выше) «образуется поле рассеяния .с углом 15° в обе стороны от луча» [6], что согласуется с фактическими результатами по рассеиванию азимутальных направлений стволов скважин внутри секторов. Следовательно, после определения азимутального направления ствола необходимо сопоставить его с соответствующим (по азимуту) сектором и выбрать оптимальное направление бурения нового ствола исходя из положения осложненного ствола в секторе трещиноватости.
Список литературы
1. Белоусов Г.А. Геолого-физическая характеристика проницаемых (поглощающих) пластов / Г.А. Белоусов, В.Ф. Целищев,
B.К. Выстороп // Бурение глубоких разведочных скважин в осложненных условиях Нижнего Поволжья. - М.: ИГИРГИ, 1976. -Вып. 27. - С. 44-49.
2. Анохин В.М. Особенности строения планетарной линеаментной сети: автореф. дис. ... д-ра геол.-мин. наук / В.М. Анохин. -СПб., 2010.
3. Тимурзиев А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический
и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоностью): автореф. дис. ... д-ра геол.-мин. наук / А.И. Тимурзиев. - М.: МГУ им. В.М. Ломоносова, 2009.
4. Анохин В.М. Характеристики глобальной сети планетарной трещиноватости / В. М. Анохин, И. А. Одесский // Геотектоника. - 2001. - № 5. -
C. 3-9.
5. Анохин В.М. О закономерностях ориентации линейных структур дна океанов /
B.М. Анохин // Мат. XVIII Межд. научн. конф. (Школы) по морской геологии. - 2009. - № 5. -
C. 4-8.
6. Перепеличенко В.Ф. Ускоренное освоение ресурсов нефти и газа Прикаспийской впадины / В.Ф. Перепеличенко, А.Г. Потапов, О.Г. Бражников и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. -64 с.
7. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении / Н.Р. Рабинович. -М.: Недра, 1989. - 258 с.
8. Выстороп В.К. О причинах поглощения бурового раствора в глубоких скважинах на площадях Волгоградской области /
В.К. Выстороп // Бурение глубоких скважин на Приволжской моноклинали и Прикаспийской впадине. - Волгоград: Нижне-Волжское кн. изд-во, 1973. - Вып. 20. - С. 116 -122.
9. Eaton B.A. Fracture gradient prediction and its application in oil field ohtrations / B.A. Eaton // J. Petroleum Technol. - 1969. - P. 1353-1360.
10. Daines S.R. Prediction of fracture pressures for wildcat wells / S.R. Daines // J. Petroleum Technol. - 1982. - № 4 (34). - P. 863-872.
11. Потапов А.Г. К вопросу о применении технологии обхода зон катастрофического поглощения на Тенгизском месторождении / А.Г. Потапов, P.E. Багиров, Г.А. Белоусов
и др. // Геология, разведка и разработка месторождений углеводородов Прикаспийской впадины и обрамления. - Волгоград: ВогоградНИПИнефть,1991. - С. 127-132.
12. Горонович С.Н. Методы обеспечения совместимости интервалов бурения /
С.Н. Горонович. - М.: Газпром экспо, 2009. -255 с.
13. А.с. 1654537 А1, (СССР)МКИ 3 Е21 В 33/13. Способ предотвращения поглощения бурового раствора / Г.А. Белоусов, А.Г. Потапов,
Б.М. Скориков, В.Б. Усынин, А.Б. Новиков. -Опубл. 07.06.91. Бюл. № 21.
References
1. Belousov G.A. Geological and physical parameters of permeable (absorbing) strata / G.A. Belousov, V.F. Tselischev, V.K. Vystorop // Drilling of deep exploration wells in complicated conditions of the lower Volga region. - Moscow: IGIRGI, 1976. -Issue 27. - P. 44-49.
2. Anokhin V.M. Peculiar features of the planetary lineament grid structure: synopsis of thesis.... of doctor of geology and mineralogy /
V.M. Anokhin. - Saint Petersburg, 2010.
3. Timurziyev A.I. Newest shear tectonics of sedimentary basins - tectonophysical and fluid-dynamic aspects (due to oil and gas content): synopsis of thesis....of doctor of geology and mineralogy / A.I. Timurziyev. - Moscow: Lomonosov Moscow State University, 2009.
4. Anokhin V.M. Characteristics of the global network of planetary jointing / V.M. Anokhin, I.A. Odessky // Geotectonics. - 2001. - № 5. -P. 3-9.
5. Anokhin V.M. On regularities of orientation of linear structures at the ocean bottom / V.M. Anokhin // Proceedings of the XVIII International scientific conference (school) on offshore geology. - Moscow, 2009. - № 5. -P. 4-8.
6. Perepelichenko V.F. Accelerated development of oil and gas resources in the Caspian sea depression / V.F. Perepelichenko, A.G. Potapov, O.G. Brazhnikov et al. - Moscow: VNIIOENG, 1990. - 64 p.
7. Rabinovich N.R. Engineering tasks of continuous medium mechanics in drilling / N.R. Rabinovich. -Moscow: Nedra, 1989. - 258 p.
8. Vystorop V.K. On the reasons of absorption of the drilling mud in deep wells at the Volgograd region areas // Drilling of deep wells at the Volga region monocline and the Caspian sea depression. -Volgograd: Nizhne-Volzhskoye publishing house, 1973. - Iss. 20. - P. 116 -122.
9. Eaton B.A. Fracture gradient prediction and its application in oil field ohtrations // J. Petroleum Technol. - 1969. - P. 1353-1360.
10. Daines S.R. Prediction of fracture pressures for wildcat wells / S.R. Daines // J. Petroleum Technol. - 1982. - № 4 (34). - P. 863-872.
11. Potapov A.G. On the problem of use of the catastrophic absorption zone bypass technology at the Tengiz field / A.G. Potapov, R.E. Bagirov, G.A. Belousov et al. // Geology, exploration and exploitation of hydrocabon fields in the Caspian sea depression and the contour. - Volgograd: VolgogradNIPIneft, 1991. - P. 127-132.
12. Goronovich S.N. Methods for provision of drilling interval compatibility / S.N. Goronovich. -Moscow: Gazprom expo, 2009. - 255 p.
13. A.c. 1654537 A1, (USSR)IPC 3 E21 B 33/13. Method of prevention of drilling mud absorption / G.A. Belousov, A.G. Potapov, B.M. Skorikov
et al. - Published on 07.06.91. Bulletin № 21.
