Содержание к диссертации
Введение
Глава I. О методике конструирования скважин 11
1.1. Факторы, определяющие конструкцию скважины 11
1.2. Методика проектирования конструкции скважин 13
1.3. Постановка задачи 27
Глава II. О прогнозировании пластовых давлений и давление гидроразрыва пород 30
2.1. Возможная схема возникновения зон АВЦЦ 30
2.2. Принципы прогнозирования зон и величины АВЦЦ 35
2.3. Методика выявления зон аномальных давлений по сейсмическим скоростям 37
2.4. Методика выявления зон АВВД по скорости осадконакопления 43
2.5. Методика выявления зон и оценки величины АВЩ по данным механического каротажа 43
2.6. Инструментальные способы оценки пластовых давлений в процессе бурения 56
2.7. Методика выявления зон аномальных давлений по данным промыслово-геофизических исследований (ГИС) 58
2.8. Метод сопротивлений 59
2.9. Метод акустического каротажа 65
2.10.Анализ методик расчета давления гидроразрыва пород 71
Глава III. О взаимосвязи между пористостью и другими характеристиками горных пород 78
3.1. Изменение пористости терригенных пород с глубиной в зонах нормального уплотнения 78
3.2. О зависимости между пористостью терригенных пород и температурой 81
3.3. Использование данных о пористости для оценки геостатического давления в зонах нормального уплотнения 84
3.4. 0 методике прогнозирования величины порового давления в интервалах нормального уплотнения терригенных пород 89
3.5. Пористость пород и пластовое давление 97
3.6. Прогнозирование пластового давления по пористости, определяемой по керну или шламу пород.. 100
3.7. О прогнозировании коэффициентов Пуассона 102
3.8. О возможности прогнозирования зон поглощения до бурения 1І0
Выводы и рекомендации 125
Литература 127
- Методика проектирования конструкции скважин
- Методика выявления зон АВВД по скорости осадконакопления
- Метод акустического каротажа
- Пористость пород и пластовое давление
Введение к работе
В современной практике нефтегазодобывающей промышленности важное значение имеет оптимальное планирование технологии бурения и крепления скважины.
Степень совершенства конструкции скважины во многом зависит от :фовня и качества информации о горно-геологических условиях в недрах конкретной площади. Однако в настоящее время, особенно в новых районах на стадии поисково-разведочного бурения, большая часть необходимой информации совсем отсутствует или бывает весьма неполной и недостаточно достоверной. Поэтому в большинстве случаев конструкцию скважины проектируют по принципу "проб и ошибок", в связи с чем она часто бывает далеко не оптимальной. Поэтому нередко в процессе бурения возникают осложнения, которые могут существенно повлиять на технико-экономические показатели буровых работ, а иногда даже привести к необходимости ликвидации дорогостоящей скважины. Экономические расчеты [^2 ] показывают, что за счет только заблаговременного прогнозирования пластовых давлений и реализации такой программы промывки, когда при бурении забойное давление в скважине лишь немного превышает пластовое, можно снизить себестоимость проводки ее в 1,8-2,3 раза.
Поэтому в последнее время особое внимание уделяется разработке методов прогнозирования факторов, оказывающих определяющее влияние на конструкцию скважины и технологию бурения, особенно на новых площадях. Методика прогнозирования пластового давления с помощью данных промысловой геофизики достаточно развита. .Существенным недостатком является ее ретроспективность. Что касается информации, получаемой методами полевой геофизики, ее начали использовать совсем недавно. Это и обусловило некоторые трудности, которые будут рассмотрены в настоящей работе.
Способы прогнозирования нормального пластового давления, кроме прямого измерения, отсутствуют.
Существующие методы прогнозирования давления гидроразрыва пород основаны на знании коэффициента Пуассона. Однако пока отсутствуют методики прогнозирования этого коэффициента.
Хотя при встрече зон трещияоватости в разбуриваемой толще возникают серьезные осложнения, до настоящего времени еще не разработана методика прогнозирования таких зон до бурения.
Таким образом, разработка методик прогнозирования таких ключевых характеристик, как пластовое давление, давление гидроразрыва пород, наличие и местоположение зон трещияоватости на новых площадях до бурения позволила бы сделать проектирование технологии бурения и крепления более достоверным, в ряде случаев упростить конструкцию скважин, предотвратить серьезные осложнения при бурении и тем самым снизить себестоимость сооружения. Поэтому автор настоящей работы поставил перед собой задачу сделать еще один шаг в решении проблемы прогнозирования вышеперечисленных факторов. При разработке новых методов прогнозирования вышеперечисленных пластовых характеристик были использованы советские и зарубежные литературные материалы по данной проблеме.
Работа была проделана в МШХ и ГП им.іубкина на кафедре бурения под руководством доцента Соловьева Е.М. Автор этой работы выражает глубокую признательность своему руководителю за оказанную ему неустанную помощь и поддержку.
В настоящей работе предложена новая методика прогнозирования пластового давления в зонах нормального и аномального уплотнения, методика прогнозирования давления гидроразрыва пород, зон трещияоватости, а также формулы для определения пористости, температуры и других характеристик пород, которые необходимы при проектировании конструкций скважин и разработке технологии бурения и крепления их.
-II-
Методика проектирования конструкции скважин
Вопросу проектирования конструкций скважин посвящена обширная литература [3 И uBp.J.В результате анализа этой литературы можно придти к выводу, что методика проектирования конструкции должна быть такой.I. Сначала необходимо построить совмещенный график изменения с глубиной коэффициентов аномальности пластовых (норовых) давлений и индексов давлений поглощения.
Под коэффициентом аномальности Ка подразумевается отношение пластового (норового) давления в породе к давлению соответствующего столба пресной воды. В литературе эту величину называют также эквивалентом градиента пластового (норового) давления.
Поглощения в процессе бурения возникают в том случае, когда давление в скважине превысит некоторое критическое значение. В случае монолитных пород таким критическим значением является давление гидроразрыва; в случае пород с естественными сомкнутыми микротрещи-яами - давление раскрытия микротрещия; в случае же пород с микро-трещинами большой раскрытости, кавернозных, закарстованяых, а также пород, в которых в процессе длительного дренирования возникли крупные каналы, - давление, примерно равное или немного превышающее пластовое. В работе ПО J предложено обобщающее понятие - давление поглощения, под которым подразумевается давление гидроразрыва в случае монолитных пород, давление раскрытия микротрещия - в случае пород с сомкнутыми микротрещинами, а также то близкое к пластовому давление, при котором начинается поглощение в крупнотрещияоватые, каверзные и закарстованяые породы. Индекс давления поглощения это отношение давления поглощения к давлению соответствующего столба пресной воды.
Заметим, что во многих источниках [6,8Д Ц J предлагается вместо индекса давления поглощения на совмещенный график наносить только индекс давления гидроразрыва. Его именуют обычно эквивалентом градиента давления гидроразрыва.
2. В работе ]40J предлагается на совмещенный график наносить также значения индекса относительной устойчивости пород, склонных к выпучиванию, интенсивному осыпанию или обваливанию.
Причин такого вида осложнений в скважинах в процессе бурения несколько: а) изменение естественного напряженного состояния горной поро ды в период разбуриваяия ее. Изменение вызвано тем, что давление в скважине, создаваемое промывочной жидкостью, всегда меньше боковой составляющей горного давления. Вследствие этого изменения в при ствольной зоне породы возникают касательные напряжения. Если приве денное напряжение превысит прочность породы, последняя либо выпу чивается в ствол, либо осыпается или обваливается, в зависимости от особенностей ее строения и свойств; б) возникновение большой разности между аномально высоким но ровым давлением в непроницаемых породах, например в аргиллитах, и давлением в скважине. Напряжения, обусловленные этой разностью дав лений, также могут превышать прочность породы и последняя будет оси паться; в) снижение прочности некоторых, главным образом, глинистых и хемогенних пород в приствольной зоне в результате увлажнения под влиянием капиллярных и осмотических сил и возникновения расклинивающих давлений в микротрещинах.
Свести к минимуму опасность потери устойчивости пород можно, очевидно, увеличением давления в скважине и выбором такого состава промывочной жидкости, при котором увлажнение не происходило бы или хотя бы процесс этот был сильно замедлен.
Для каждой неустойчивой породы можно найти такую минимальную плотность конкретной промывочной жидкости, при которой была бы обеспечена достаточно длительная устойчивость, т.е. чтобы промежуток времени от начала вскрытия такой породы до момента, когда начинает заметно проявляться неустойчивость и осложнять процесс бурения, был бы достаточен, по меньшей мере для того, чтобы разбурить всю толщу таких пород и перекрыть ее обсадной колонной. Отношение этой минимальной плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды названо индексом относительной устойчивости К у.
По мнению [І2] , минимальное давление, при котором породы сохраняют достаточную устойчивостьгде А і /и - коэффициент бокового распора;PGL - геостатическое давление; ( .« - длительная прочность, которая является функцией предела текучести
Следовательно, индекс относительной устойчивости породы на глубине ZК3. С помощью совмещенного графика нормируются значения относительной плотности промывочной жидкости в разных интервалах глубины с таким расчетом, чтобы предотвратить опасность возникновения газо яефтеводопроявлеяий, поглощений, проявления неустойчивости пород и обеспечить условия для эффективной работы долот в процессе бурения при условии соблюдения правильной технологии. Под относительной плотностью J понимается отношение плотности промывочной жидкости ft, к плотности пресной ВОДЫ j g .
Для того чтобы предотвратить возникновение указанных осложнений,, необходимо соблюдать следующие условиягде - относительная эквивалентная плотность промывочной жидкости, учитывающая гидродинамическое давление, которое возникает при промывке скважины:РН]) - гидродинамическое давление в скважине на глубине 2 залегания рассматриваемой породы.
Расчеты показывают, что Q Л 02 "0 3Согласно [ \Ь ] , для обеспечения эффективной работы долот необходимо выдерживать следующее соотношение между относительной плотностью и коэффициентом аномальностигде KR - коэффициент резерва, который не должен превышать значений,, приведенных в табл.1, за исключением тех случаев, когда разбуриваются неустойчивые породы. Рекомендуется также, чтобы дифференциальные давления на забое в процессе бурения не превышали значений, указанных в той же таблице.В случае разбуриваяия неустойчивых пород относительную плотность следует нормировать с учетом возможного уменьшения давления
Методика выявления зон АВВД по скорости осадконакопления
В настоящее время в СССР исследователями природы АВОД предпринимаются попытки разрабатывать геологические методы прогнозирования АВОД в отложениях до начала бурения в скважинах. Так, В.М.Добрынин и В.А.Серебряков [25J указали на возможность прогнозирования зон высоких гидродинамических аномалий в разрезах отложений путем применения построенной ими палетки, связывающей коэффициент аномальности поровых давлений вод в глинистых породах со скоростью осадконаколления в палеоцене - четвертичном времени и глубиной залегания глинистых пород.
С помощью палетки имеется возможность, по данным о скоростях осацконакоплеяия в палеоцене - четвертичном времени, прогнозировать современное значение порового давления в глинистых породах на заданной глубине. Они предлагают использовать этот метод для прогнозирования АВОД в пределах Западно-Кубанского прогиба и в смежных районах со сходными геологическими строениями. Из-за его сложности и малоизученности этот метод не будет нами подробно рассматриваться.
Общеизвестно положение, что при прочих равных условиях механическая скорость проходки при бурении скважины уменьшается с увеличением твердости пород. Твердость же пород в значительной мере зависит от пористости их и с увеличением пористости обычно уменьшается. Поскольку зоны АВОД характеризуются повышенной пористостью, естественно было предположить (и это предположение было подтверждено промысловыми наблюдениями), что при вскрытии пород с аномаль но высокими давлениями механическая скорость проходки из-за увеличения пористости пород и соответствующего уменьшения их твердости долкна возрастать. Этот факт увеличения механической скорости проходки при вскрытии зон с аномально высокими поровыми давлениями и был положен в основу выделения таких зон по данным, получаемым непосредственно в процессе бурения.
Но механическая скорость проходки зависит не только от твердости пород, но также от ряда других факторовгде V j- механическая скорость проходки; Ь - осевая нагрузка на долото; П - частота вращения долота; do - диаметр долота;Q - расход промывочной жидкости, подводимой к забою; t - продолжительность работы долота на забое; То - часовая стойкость опор долота; Т0 - часовая стойкость вооружения долота; дРн - разность между гидравлическим давлением на забое ипоровым давлением в породе; (5те - твердость породы; Роо - перепад давлений в насадках долота; КП - конструкция долота; С к - состав и свойства промывочной жидкости. Как видим, число факторов, влияющих на скорость проходки, велико, характер зависимости очень сложный и в полном виде пока не описанный.
В основу прогнозирования поровых давлений в работе [37] было предложено положить упрощенное уравнение зависимости механической скорости проходки от осевой нагрузки на единицу диаметра долота и частоты вращения последнего, которое было записано в видегде А; D - коэффициенты.
Показатель степени в этом выражении был принят в качествекритерия для выделения зон АВЦЦ. Величину его было предложено рассчитывать по формуле (после преобразования в Международную систему единиц) \J
В литературе величину d принято именовать d-экспояеятой, или обобщенным показателем буримости пород.
Для выделения зон АВЦД этим способом в процессе бурения регистрируют значения механической скорости проходки V» осевой нагрузки на долото Ро и частоты вращения его А через равные интервалы углубления. Длину интервала выбирают с учетом буримости пород. Так, при высокой буримости длина интервала может составлять 10-20м и даже несколько более, если абразивность пород мала; при средней буримости длину интервала уменьшают до 3-5 м, а при малой буримости - до 0,5-1,5 м. По измеренным значениям вычисляют d-экспонен-ту на каждом интервале и строят график зависимости этой характеристики от глубины (рис.5). Строить такие графики рекомендуется в полулогарифмических координатах gct«/(H) [38] На графике выделяют зону нормального уплотнения пород, в пределах которой зависимость а = 0.0-0 линейная. Глубина, ниже которой эта зависимость начинает отклоняться от линейной (т.е. от нормальной линии), указывает на начало зоны АВГЩ. от глубины.
Количеотвеяно величину норового давления в зоне АВВД находят рассмотренным выше способом эквивалентных глубин. Для облегчения расчета поровых (пластовых) давлений в зоне АВЦЦ часто используют специальные палетки, которые позволяют быстро найти величину коэффициента аномальности на любой глубине в этой зоне.
Как уже было сказано выше, на механическую скорость проходки и, следовательно, на величину а-экспоненты влияют многие факторы, часть из которых не учтена в выражении (2І), Да и зависимостьVrr]=f(iq,n) во многих публикациях имеет несколько иной вид. В связи с этим в последние годы появились новые работы, авторы которых вносят коррективы в формулу (22) для d-экспоненты и в методику определения величины этой характеристики с целью учесть влияние дополнительных факторов и повысить точность прогнозирования поровых (пластовых) давлений по материалам механического каротажа.
По-видимому, первой работой такого плана явилась публикация [39] В ней предлагается внести в формулу (22) поправку, которая позволила бы учитывать влияние изменения плотности промывочной жидкости в процессе бурения. Обычно с момента появления газовых включений в выходящем из скважины потоке плотность промывочной жидкости увеличивают; если же этого не делают, плотность за счет газа уменьшается. Уточненная характеристика получила название модифицированной d-экспоненты где Рр - плотность промывочной жидкости при разбуривании интервала нормально уплотненных пород, кг/м3; Ур - плотность той же жидкости с начала разбуриванияCmт.н.ареола вторжения. В литературе имеются сообщения о том, что получены вполне
Метод акустического каротажа
Метод основан на зависимости скорости распространения упругих волн от пористости породы.Распространение упругих колебаний в насыщенных пористых средах в общем случае зависит от многих факторов: пористости, влажности, глубины залегания (горного давления), возраста (уплотнения, степени разрушения), степени цементации и других.
Связь скорости распространения упругих волн с пористостью породы при акустическом каротаже описывается уравнением [25] или через интервальное времягде Кн- коэффициент пористости;ДІДцг Ate- время пробега продольных волн на участке между двумя одноименными элементами акустического зонда в породе, насыщающих жидкостях и скелете породы, т.н. интервальное время. Интервальное время при нормальных пластовых условиях для чистых и плотных глин, которые часто являются покрышкой нефтяных и газовых залежей, главным образом зависит от глубины залегания пласта и косвенно характеризует поровое давление этих глин. Аномальное увеличение или уменьшение эффективного давления ослабляет или по вышает упругость межзеряовой связи, в связи с чем изменяется величина интервального времени. На этой основе разработана методика прогнозирования зон АВІЩ или АНПД в процессе бурения скважин.
Для выделения зоны АВЦД и оценки пластовых давлений по данным акустического каротажа строят график зависимости интервального времени пробега Л в глинах от глубины в полулогарифмических координатах. В зоне нормальных пластовых давлений все точки, взятые по данной скважине, обычно располагаются вдоль линии нормального уплотнения (рис.40 ). Зоны АВЦД отбиваются по положительным отклонениям интервального времени от его нормальных значений, что объясняется существенным возрастанием пористости глин в зоне АВВД.
Для количественной оценки давлений могут быть использованы все способы, рассмотренные в 2.2.Отличия состоят в следующем.1. При использовании способа А для оценки поровых давлений в зоне АВТЩ необходимо иметь кривую корреляционной связи между разностью значений интервального времени в глинистых породах в зоне АВЦЦ и в нормально уплотненных глинах на одинаковой глубине, с одной стороны, и градиентом пластового (порового) давления, с другой, построенный по данным фактических измерений указанных величин в районах со сходными геологическими условиями, прежде всего условиями осадкояакоплеяия. Пример такой зависимости показан на рис. И [52] Для месторождений Мексиканского залива.2. При использовании способа Б эквивалентных глубин для выделения зоны АЕШД и оценки поровых давлений строят график зависимости интервального времени от глубины.3. При использовании способа С "кривых нормально уплотненных глин" величину порового давления рассчитывают по формуле (39) (см. табл. 4 ).
Б таблице 4 приведены формулы для расчета величины поровых давлений в глинистых породах по способу "кривых нормально уплотненных глин" также в случае использования других методов геофизических исследований.
Недостатки рассмотренных способов1. В результате взаимодействия промывочной жидкости с породами в процессе бурения изменяются свойства пород в приствольной зоне скважины, вследствие чего истинные характеристики пород при ГЙС могут оказаться искаженными. Например, иногда наблюдается значительное изменение удельного сопротивления глин за время, прошедшее между двумя каротажами [53]. Такое же изменение отмечено и при акустическом каротаже [5А]. Вероятно, это можно объяснить гидратацией глин в приствольной зоне скважин [24]. При большой глубине скважины на показания приборов значительное влияние оказывает пластовая температура.2. Для прогнозирования поровых давлений необходимо иметь линиюнормального уплотнения глинистых пород. Однако нередко встречаются такие сложные случаи, когда в разрезе нет достаточной толщи глинистых пород или глинистые пласты встречаются крайне неравномерно. В подобных случаях построить линию нормального уплотнения пород с глубиной не удается.3. Для построения линии нормального уплотнения требуется,чтобы глины были относительно чистыми. В действительности часто наблюдается чередование глинистых пород разного состава, что может осложнить интерпретацию данных ГИС. Из-за состава, наличия несог ласного залегания пород и вследствие иных причин часто свойства глин существенно изменяются. Это, в свою очередь, приводит к замет ному смещению линии нормального уплотнения. Поэтому требуется даль нейшее совершенствование методики прогнозирования поровых (пласто вых) давлений. При бурении скважин очень часто возникают тяжелые осложнения, связанные с поглощением промывочной жидкости или тампонажного раствора. Поглощение промывочной жидкости или тампонажного раствора является следствием превышения давления в стволе скважины (статического и гидродинамического) над давлением газа или жидкости, содержащихся в трещинах, кавернах или порах пород. Интенсивность поглощения зависит от величины репрессии, рас-крытости трещин и суммарной площади сечения их. Поглощения возникают в трех случаях: а) при разбуривании закарстованных, пещеристых пород и пород с крупными раскрытыми трещинами, если давление в скважине сущест венно выше пластового; б) при разбуривании трещиноватых пород с практически сомкнуты ми в естественных условиях залегания трещинами, если давление в скважине оказывается больше минимума, необходимого для раскрытия трещин; в) при разбуривании монолитных, яетрещиноватых пород, если давление в скважине оказывается достаточным для их разрыва и обра зования искусственных трещин значительной раскрытости. Поэтому для решения многих задач технологии бурения и для проектирования конструкций скважин необходимо знать и уметь прогнозировать, как минимум, давление разрыва пород и примерную глубину залегания трещиноватых пород. Можно выделить два подхода к расчету давления гидроразрыва пород,, Большинство авторов, решающих эту задачу применительно к целям бурения скважин, рассматривают горные породы как тела упругие и считают, что давление гидроразрыва есть функция геостатического и
Пористость пород и пластовое давление
Информацию о пористости нормально уплотненных пород или о градиентах порового давления в них можно получить по данным бурения структурно-поисковых и иных скважин сравнительно небольшой глубияы, порядка 1000-1500 м. Используя эту информацию, по приведенным выше формулам можно рассчитать и построить эталонные линии, необходимые для прогнозирования зон ІШЇЗД на больших глубинах.
Для сравнения фактических значений скорости распространения упругих воля на разных глубинах в зонах нормального уплотнения и значений, рассчитанных по формуле (64), составлена таблица І0. Как видно из этой таблицы, расчетные значения эталонной скорости удовлетворительно совпадают с измеренными.
В дальнейшем в процессе бурения глубокой скважины прогнозные данные о величинах нормальных градиентов порового давления, пористости, температуры и эталонной скорости целесообразно уточнять по данным, которые следует получать при проходке верхних интервалов, и для прогноза давлений, которые будут встречены на больших глубинах, использовать уточненные данные.
Если положение эталонной линии скоростей распространения продольных воля рассчитано, то, накладывая на нее значения скоростей, измеренные методом МОВ ОГТ, можно выяснить наличие зон АВТЩ: этим зонам соответствует значительное отклонение линии измеренных скоростей от эталонной.
В табл. і і сделано сопоставление измеренных и расчетных величия порового давления в зонах нормального уплотнения по ряду площадей. Измеренные величины заимствованы из работы [73]. Как видно из этой таблицы, расчетные данные хорошо совпадают с фактическими, что подтверждает возможность использования полученных нами формул для прогнозирования порового давления в зонах нормального уплотнения.
Знание зависимости между пористостью пород и поровым давлением имеет большое практическое значение: отбирая в процессе бурения скважины шлам и определяя по нему пористость пород, можно своевременно обнаружить приближение к зоне АВЦЦ и оценить возможное давление в ней.
Согласно [231, если известен закон изменения пористости пород в зонах нормального уплотнения и пористости пород в зонах АВЦЦ, то легко определить коэффициент необратимого уплотнения по известной величине пластового давления, так как между этими величинами существует следующая зависимость:
Как видно из формулы (67), АВЦЦ зависит от гидростатического давления Рст , степени необратимого уплотнения, а также от логарифма отношения пористостей. Для того чтобы определить Нх по формуле (67), нужно знать закон изменения коэффициента необратимого уплотнения. Тогда, задаваясь различными значениями Кцапри известных величинах9 (ct) и Кн , можно построить график, необходимый для прогяозирования пластового давления в процессе бурения скважины.
Значения коэффициента необратимого уплотнения были определены экспериментально различными исследователями для различных пород в широком диапазоне изменения эффективного давления, но при п,я =0 [74,75].Полученные таким путем экспериментальные зависимости в зоне АВЦЦ, где PLP играет большую роль, могут оказаться несправедливыми. В связи с этим для изучения характера изменения коэффициента необратимого уплотнения в зоне АВЦЦ нами было решено использовать материалы по Азербайджану и определить его значение по опубликованным в работе [72] значениям PQ , PLH , КИа н
В табл. \2. приводятся исходные данные и результаты расчетов коэффициента &( )с использованием упомянутых выше материалов для некоторых районов Азербайджана. Путем обработки приведенных в таблицах значенийB(t,t)методом наименьших квадратов была получена следующая зависимость между коэффициентом необратимого уплотнения
В этой же таблице приведены данные сравнения расчетных значений и фактических. Как видно из таблицы, максимальное отклонение составляет %. Для грубого расчета 3M(t;t) можно использовать линейное уравнение, для которого коэффициент корреляции 0,93
Если предположить, что градиент пластового давления не может превышать градиента геостатического давления (хотя имеются сообщения, что на локальных участках градиент пластового 40% превышает градиент геостатического давления [24) и принять за верхний предел градиента геостатического давления \\,2. "\ ,L ,= 23 кПа/м, а максимальный градиент пластового давления в зоне нормального уплотнения с ч= 12 кПа/м, то разность давления не должна превышать
