Давление повышается по мере увеличения глубины

ENSPM

Formation

Industrie

Жан Бом, Дидье Бриган,

Бернар Лопес

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ

ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЙ

УДК 622.24:66.083

Учебное пособие предназначено для слушателей курсов повышения квалификации, проходящих переподготовку по программе Международного форума по управлению скважиной и российской программе, утверждённой Госгортехнадзором России.

В настоящую редакцию пособия внесены необходимые исправления и дополнения, позволившие устранить опечатки и нечёткости изложения, имевшиеся во французском оригинале пособия.

СОДЕРЖАНИЕ

ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ.. 5

ГЛАВА 1. ФИЗИЧЕСКИЕ ПОНЯТИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЯВЛЕНИЯМИ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ.. 8

1.1 Гидростатика. 8

1.1.1 Основной закон гидростатики. 8

1.1.2 Принцип сообщающихся сосудов. U-образная труба. 9

1.2 Гидродинамика. 10

1.2.1 Потери давления. 10

1.2.2 Гидродинамика. 12

1.3 Газовые законы.. 15

1.3.1 Идеальные газы.. 15

1.3.2 Реальные газы.. 16

ГЛАВА 2. ПОРОВОЕ ДАВЛЕНИЕ И ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ 18

2.1 Геостатическое давление. 18

2.2 Поровое давление. 19

2.2.1 Связь между поровым давлением и геостатическим давлением. Понятие “эффективное напряжение”. 19

2.2.2 Нормальное поровое давление. 20

2.2.3 Аномальные поровые давления. 21

2.3 Индикаторы изменения порового давления. 35

2.3.1 Информация, имеющаяся до бурения. 35

2.3.2 Индикаторы, получаемые во время буровых работ. 36

2.3.3 Каротаж и измерения в процессе бурения и отсроченные каротажные диаграммы 45

2.3.4 Заключение. 47

2.4 Давление гидроразрыва. 47

2.5 Оценка порового давления и давления гидроразрыва. 49

2.5.1 Поровое давление. 49

2.5.2 Давление гидроразрыва. Испытание вскрытой зоны на приемистость. 50

2.6 Конструкция скважины.. 55

2.6.1 Назначение различных обсадных колонн. 55

2.6.2 Понятие допустимого и максимального давлений притока. 57

ГЛАВА 3. ГИДРОСТАТИЧЕСКИЙ БАРЬЕР. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА 58

3.1 Причины притока пластового флюида. 58

3.1.1 Повышение порового давления. 59

3.1.2 Уменьшение давления в скважине за счет бурового раствора. 59

3.1.3 Поршневание. 63

3.2 Признаки потери первичного управления скважиной. 65

3.2.1 Признаки опасности проявления пластового флюида. 65

3.2.2 Истинные признаки проявления пластового флюида. 66

3.3 Меры предосторожности для сохранения первичного
управления скважиной и обнаружения поглощений. 67

3.3.1 При спуско-подъёмных операциях для смены долота. 68

3.3.2 При бурении. 69

3.3.3 При специальных операциях. 70

3.3.4 Особые случаи поглощений. 71

3.4 Подготовка бригад. 71

3.5 Специфические проблемы плавучих средств. 72

ГЛАВА 4. ЛИКВИДАЦИЯ ПРОЯВЛЕНИЙ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ.. 73

4.1 Общие принципы.. 73

4.2 Закрытие скважины.. 73

4.2.1. При установившемся состоянии скважины.. 73

4.2.2 Если в скважине есть поглощение. 74

4.2.3. Если скважина переливает. 74

4.3 Наблюдение за давлениями закрытой скважины.. 75

4.3.1 Период наблюдения за давлениями на устье скважины.. 75

4.3.2 Снятие показаний и сопоставление давлений на устье скважины.. 75

4.3.3 Оценка риска гидроразрыва при закрытии скважины.. 77

4.3.4 Первые расчеты после возникновения проявления флюида. 78

4.4 Управление гидроразрывом.. 81

4.4.1 Изменение давления в слабой зоне. 82

4.4.2 Особые ситуации. 83

4.4.3 Надежность этих соображений. 84

4.4.4 Параметры, связанные с прочностью обсадной колонны и пласта. 86

4.4.5 Определение запаса безопасности Dр_репрес 88

4.5 Основной принцип управления скважиной. 88

4.5.1 Основы создания забойного давления р_заб 89

4.5.2 Основы управления забойным давлением р_заб 89

4.5.3 Приемы управления флюидопроявлением.. 90

4.5.4 Определение производительности насоса Q_глуш для
управления скважиной. 96

4.5.5 Различные методы управления скважиной, когда долото
у забоя скважины.. 98

4.5.6. Инструкции для бурильщика. 110

4.6. Осложнения. 111

4.6.1 Долото на забое, циркуляция невозможна, нет клапана: классический метод стравливания 115

4.6.2 Стравливание с измерением объёмов. 116

4.6.3 Поэтапное замещение газа под ПВО раствором.. 117

4.6.4 Задавливание скважины “в лоб”. 118

4.6.5 Газ на небольшой глубине. 119

4.6.6 Изменение производительности насоса в процессе
управления скважиной. 120

4.6.7 Изменение p_бк в процессе нагнетания бурового раствора
требуемой плотности r_ут.бр в бурильные трубы.. 121

4.6.8 Подход к управлению давлением р_гдрз в случае слабой
зоны у башмака. 125

4.6.9 Утяжеление раствора за несколько циклов. 131

4.7 Проявления в процессе СПО.. 133

4.7.1 Причины притока пластового флюида (см. главу 3) 133

4.7.2. Пути решения проблемы.. 134

4.7.3 Спуск колонны труб в скважину под давлением.. 136

ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ

mут	-	масса утяжелителя, добавляемого к Vм3 бурового раствора, для повышения плотности от значения rбр до значения rпр. бр (кг);
vутяж	-	темп утяжеления бурового раствора (кг/мин);
DV	-	увеличение объема вследствие утяжеления Vм3 бурового раствора от плотности rбр до плотности rпр. бр (м3)
Nбт	-	количество ходов насоса, соответствующее внутреннему объему Vбк бурильной колонны,
Nкп	-	количество ходов насоса, соответствующее общему объему Vкп кольцевого пространства,
Nкп-ос	-	количество ходов насоса, соответствующее объему кольцевого пространства Vкп ос в зоне открытого ствола;
rбр	-	исходная плотность бурового раствора;
rпр. бр	-	промежуточная плотность бурового раствора в случае многоэтапного утяжеления;
rут бр	-	требуемая плотность бурового раствора для восстановления управления скважиной;
rравн	-	плотность бурового раствора, уравновешивающая пластовое давление;
rф	-	плотность пластового флюида;
rгдрз	-	плотность, соответствующая гидроразрыву ;
Vпр	-	объем притока пластового флюида при закрытии скважины (л);
Vпр макс	-	максимальный объем притока пластового флюида, чтобы не допустить разрыв пород под башмаком и не превысить максимальное рабочее давление (л);
K	-	соотношение ZустTуст/ZзабTзаб величин ZT(PV/ZT=const) для условий поверхности и на забое скважины;
n	-	число ходов насоса, соответствующее производительности насоса при бурении (ход/мин.);
nглуш	-	число ходов насоса, соответствующее производительности насоса при управлении скважиной (ход/мин.);
pбк	-	давление на устье в бурильной колонне в процессе управления скважиной (кПа);
pкп	-	давление на устье в кольцевом пространстве в процессе управления скважиной (кПа);
pстаб кп	-	установившееся давление на устье в кольцевом пространстве закрытой скважины после притока пластового флюида при наличии бурового раствора плотностью rбр (кПа);
[p]кп гдрз	-	максимально допустимое давление в кольцевом пространстве на устье закрытой скважины, соответствующее гидроразрыву в зоне слабых пород (кПа);
pкп макс	-	давление в кольцевом пространстве на устье после достижения газовым пузырем ПВО (кПа);
pкп газ	-	статическое давление на устье при заполнении кольцевого пространства газом (кПа);
Dpбр	-	потери давления при производительности насоса, соответствующей управлению скважиной с буровым раствором плотностью rбр, измеряемые при обычной схеме бурения (желоб или райзер) (кПа);
Dpпр. бр	-	потери давления в процессе управления скважиной с буровым раствором плотностью rпр. бр, измеряемые при обычной схеме бурения (желоб или райзер) (кПа);
Dpутяж	-	потери давления в процессе управления скважиной с буровым раствором плотностью rут.бр, измеряемые при обычной схеме бурения (желоб или райзер) (кПа);
Dp	-	потери давления :
	Dpобв	-	в поверхностной обвязке;
	Dpбт	-	в бурильных трубах;
	Dpубт	-	в утяжеленных бурильных трубах;
	Dpдол	-	на долоте;
	Dpкп	-	в кольцевом пространстве при открытой скважине;
Dpшт.л.	-	потери давления в линии управления (штуцерная линия) (кПа);
pзаб	-	забойное давление (кПа);
pгдрз	-	давление гидроразрыва в зоне слабых пород (кПа);
pпласт	-	пластовое давление (кПа);
рнач	-	начальное давление циркуляции с производительностью насоса при управлении скважиной с буровым раствором плотностью rбр (кПа);
ргдрст	-	гидростатическое давление (кПа);
рпр	-	давление при циркуляции с производительностью насоса при управлении скважиной с буровым раствором плотностью rпр. бр (кПа);
ркон	-	конечное давление при циркуляции с производительностью насоса при управлении скважиной с буровым раствором плотностью rут.бр (кПа);
рсл.з	-	давление в зоне слабых пород (кПа);
рсл.з макс	-	максимальное давление в зоне слабых пород (возможно, у башмака) (кПа);
Dрдоп	-	дополнительные потери давления в начале системы циркуляции (используемой на буровом судне) и в нагнетательной линии между показывающим манометром и началом системы циркуляции (кПа);
рс	-	установившееся давление на устье в бурильных трубах при закрытой скважине с буровым раствором плотностью rбр (кПа);
рс пр бр	-	установившееся давление на устье в бурильных трубах при закрытой скважине с буровым раствором плотностью rпр. бр (кПа);
Q	-	производительность насоса при бурении (л/мин);
Qглуш	-	производительность насоса для восстановления управления скважиной (л/мин);
Dррепрес	-	избыточное давление на забой скважины (запас безопасности), (кПа);
Vкп	-	общий объем кольцевого пространства (м3);
Vбт	-	внутренний объем бурильной колонны (м3);
Vкп ос	-	объем кольцевого пространства в открытом стволе (м3);
Vу бр	-	общий объем бурового раствора для утяжеления (в том числе в резервуарах) (м3);
vкп	-	удельный объем кольцевого пространства (л/м);
vкп ос	-	удельный объем кольцевого пространства в открытом стволе (л/м);
H	-	глубина по вертикали (м);
Hсл з	-	глубина по вертикали зоны слабых пород (м);

· Единицей давления в международной системе является Паскаль :

1 Па = 1 Ньютон / 1 м²

Поскольку эта единица очень мала, используются кратные ей кПа и МПа.

· Бар также является величиной, кратной Паскалю :

1 бар = 10⁵Па = 100 кПа = 0,1 МПа; 1 МПа = 10 бар; 1 кПа = 0,01 бар.

Можно провести аналогию между баром / рублём и кПа / копейкой:

1 рубль = 100 копеек

1 бар = 100 кПа

Единица кг / см² не должна использоваться, хотя она считается “практической”:

1 кг / см² = 0,981 бар

· Единица psi (фунт/кв.дюйм) используется в англоязычных странах :

1 psi = 0,06897 бар (1 psi » 0,07 бар)

1 psi = 6,8897 кПа (1 psi » 7 кПа)

1 psi =0,006897 МПа

1 бар = 14,4988 psi

1 кПа = 0,144988 psi

1 МПа = 144,988 psi

ГЛАВА 1. ФИЗИЧЕСКИЕ ПОНЯТИЯ, НЕОБХОДИМЫЕ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЯВЛЕНИЯМИ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ

1.1 Гидростатика

1.1.1 Основной закон гидростатики

Этот закон касается флюидов в состоянии покоя, на которые действуют только силы тяжести.

Формулировка основного закона гидростатики: Разность гидростатического давления между двумя точками флюида в равновесии равняется весу столба этого флюида, основанием которого является единица площади, а высотой - разница уровней между двумя рассматриваемыми точками.

Гидростатическое давление зависит только от высоты столба флюида и его плотности (рис. 1.1). Сечение и геометрия столба не оказывают влияния на давление.

Рис. 1.1. Основной закон гидростатики

Основной закон гидростатики выражается следующей формулой:

р_{гдст B} - р_{гдст A} = r´g´Z (1.1)

р_{гдст A} - гидростатическое давление в точке А, выраженное в паскалях (Па),

р_{гдст B} - гидростатическое давление в точке В, выраженное в паскалях (Па),

r - объемная масса флюида, считающаяся постоянной между А и В, в кг/м³,

g - ускорение свободного падения (9,81 м/с²),

Z - высота столба флюида АВ, в м.

Обратная циркуляция

В каждой скважине для любого заданного расхода потери давления одинаковы при прямой и обратной циркуляции. Однако давление на забое для двух случаев будет разным, а потери давления в кольцевом пространстве будут отличаться от потерь давления внутри бурильной колонны.

При нормальных условиях бурения давление Dр₁будет намного выше давления Dр_кп. Таким образом, давление на забое при обратной циркуляции будет гораздо выше, чем при прямой циркуляции.

В рамках операций по обслуживанию и капитальному ремонту скважин может понадобиться подача флюида, выходящего из труб, в кольцевое пространство и направление пластового флюида к манифольду штуцера. При сохранении предыдущих условий давление нагнетания р_нач в этом случае будет:

р_нач = (р_{гдст 1} - р_{гдст кп} ) + Dр_кп + Dр ₁+ Dр_шт + р_кп

а давление на забое р_заб будет :

р_заб = р_{гдст 1} + Dр ₁+ Dр _CL + р_кп

1.3 Газовые законы

1.3.1 Идеальные газы

Рассмотрим постоянную массу вещества в газообразном состоянии, последовательно помещаемую в условия с различными значениями температуры, давления и объема (см. рис. 1.4).

Рис. 1.4 Газовые законы

V₁ представляет занимаемый газом объем, P₁ - его давление и Т₁ - абсолютную температуру в ситуации 1,

V₂ представляет занимаемый газом объем, P₂ - его давление и Т₂ - абсолютную температуру в ситуации 2.

Закон для идеальных газов записывается как :

(1.10)

При этом P₁ и P₂ выражаются в одинаковых единицах давления, V₁ и V₂ в одинаковых единицах объема, а Т₁ и Т₂ в единицах абсолютной температуры (градусы Кельвина).

При постоянной температуре получаем закон Бойля-Мариотта :

P₁ ´ V₁ = P₂ ´ V₂ (1.11)

1.3.2 Реальные газы

Реальные газы могут приближаться к идеальным газам, если давление незначительно (порядка нескольких бар). В скважине газы не могут рассматриваться, как идеальные.

Для учета различий в поведении реальных и идеальных газов вводится поправочный коэффициент Z, называемый коэффициентом сжимаемости газа.

Z представляет собой безразмерный коэффициент, зависящий от давления, температуры и состава газовой смеси.

Предыдущий закон преобразуется к следующему виду :

(1.12)

Z₁ - коэффициент сжимаемости газа или смеси газов в условиях P₁, V₁ и Т₁

Z₂ - коэффициент сжимаемости газа или смеси газов в условиях P₂, V₂ и Т₂

Z определяется в лаборатории или на основе таблиц. Эта величина заключается в пределах 0.4-1.7.

Часто вводится коэффициент К, определяемый как :

Величины Z_уст и T_уст представляют соответственно коэффициент сжимаемости и абсолютную температуру в условиях на поверхности.

Величины Z_заб и T_заб представляют соответственно коэффициент сжимаемости и абсолютную температуру в условиях забоя.

Рис. 1.5 позволяет определить величину коэффициента К в зависимости от глубины и плотности при установившихся условиях в продуктивном пласте.

Рис. 1.5.а. Оценка коэффициента К в зависимости от глубины

и плотности при установившихся условиях в продуктивном пласте

Рис 1.5.б. Определение удельного веса (градиента) газа

(для природного газа с содержанием метана 80% при удельном весе по воздуху 0,675 и геотермическом градиенте 3°С/100м)

ГЛАВА 2. ПОРОВОЕ ДАВЛЕНИЕ И ДАВЛЕНИЕ ГИДРОРАЗРЫВА КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

2.1 Геостатическое давление

Геостатическое давлениена даннойглубине представляет давление, оказываемое весом вышезалегающих отложений. Иногда употребляется термин литостатическое давление.

Плотность отложений зависит от плотности их матрицы, содержащегося в их порах флюида и пористости. Плотность пород, встречающихся при бурении, колеблется в пределах 1,8-3,1 (см. Справочник буровика, А34).

В нормальных условиях пористость отложений уменьшается вместе с глубиной, а их плотность повышается. В случае глинистых пород пористость уменьшается по экспоненте. Для других типов отложений она уменьшается почти линейно (рис. 2.1).

Рис. 2.1 Изменение пористости пород в зависимости от глубины

Исходной точкой геостатического градиента на суше является поверхность земли, а на море - водная поверхность. На суше в осадочных бассейнах градиент меняется в среднем от 0,17 бар/м на поверхности до 0,23 бар/м на глубине 3000 / 4000 м. Затем он постепенно повышается, линейным образом, достигая около 0,25 бар/м на уровне фундамента.

На море его величина находится в сильной зависимости от глубины моря (рис.2.2).

Чем больше глубина моря, тем меньше значение градиента по причине незначительной плотности морской воды по сравнению с плотностью отложений.

Рис. 2.2 Изменение геостатического градиента

в зависимости от глубины залегания

1- теоретическая зависимость, 2- Техас и Луизиана, 3- Калифорния, 4- Северное море

2.2 Поровое давление

Поровое давление представляет собой давление, оказываемое флюидами, содержащимися в породах внутри пор и трещин. В равной степени используются термины пластовое давление, давление пластового флюида и давление в залежи.

2.2.1 Связь между поровым давлением и геостатическим давлением. Понятие “эффективное напряжение”

Для пористой породы геостатическое давление и поровое давление связаны следующей формулой :

р_{геостат} = s_v + р_пор

р_{геостат} - геостатическое давление, выраженное в барах,

s_v - вертикальное эффективное напряжение, ведущее к деформации породы и выраженное в барах,

р_пор - поровое давление, выраженное в барах.

В случае непористой породы мы получим р_пор = 0 и р_{геостат} = s_v. Геостатическое давление полностью создается матрицей породы.

В нормальных условиях поровое давление не зависит от геостатического давления.

2.2.2 Нормальное поровое давление

Поровое давление называется нормальным, когда его единственной причиной является гидростатическое давление вод, насыщающих породы и сообщающихся через поры с атмосферой независимо от морфологии пор и перемещений флюида. Режим нормального давления предполагает существование системы, гидравлически открытой для атмосферы.

Такое нормальное поровое давление учитывает среднюю плотность подземных вод.

Эта плотность, зависящая от солености вод, обычно составляет 1,00-1,08. Для поверхностных вод она находится в пределах 1,00-1,04. В более глубоких пластах она может составить 1,15 и еще больше в случае пород, находящихся в контакте с соляными куполами.

Согласно определению пласта при нормальном давлении, можно сделать вывод о том, что бурение пород с нормальным давлением может осуществляться без проблем с использованием бурового раствора плотностью 1,00-1,20, в зависимости от плотности пластовых вод.

Однако, в некоторых случаях понадобится использовать буровой раствор плотностью ниже 1,00 или выше 1,20.

· Случай расположения буровой выше отметки обнажения поверхности или контура питания проницаемого пористого пласта. Равновесная плотность для пересечения пласта будет меньше 1,00 (рис. 2.3).

Рис. 2.3 Расположение буровой выше отметки зоны обнажения

· Случай расположения буровой ниже отметки зоны обнажения. Плотность бурового раствора должна быть выше 1,00 для прохождения пласта. Это случай артезианских скважин (рис. 2.4).

Рис. 2.4 Расположение буровой ниже отметки зоны обнажения

Отметка расположения буровой, отличающаяся от уровня контура питания пласта, создает такую “кажущуюся аномалию давления”, что требует повысить или снизить плотность бурового флюида. Эти аномалии вызываются топографией.

2.2.3 Аномальные поровые давления

Любое поровое давление, не соответствующее определению параграфа 2.2.2, называется аномальным.

Существование аномальных давлений требует одновременного присутствия :

· непроницаемой перегородки, образующей “стенку сосуда, работающего под давлением” и не допускающего сообщения флюидов с атмосферой,

· и явления, создающего давление.

Наличие непроницаемой перегородки связано с геологическими процессами (осадконакопление, диагенез и тектоника).

Вызывающие давление явления многочисленны и разнообразны. Они действуют зачастую одновременно и связаны с физико-химическими процессами. Основные из них :

· присутствие углеводородов (эффект плотности),

· эффект геостатического давления в процессе оседания (недоуплотненные породы),

· минералогические превращения глин,

· термическая экспансия вод,

· осмос,

· отложение эвапоритов,

· превращение органического вещества,

· тектоника,

· циркуляция флюидов (гидродинамизм).

В существовании избыточных давлений важную роль играет время. Непроницаемые перегородки никогда не бывают герметичными и постоянными в масштабе геологических периодов. С течением времени давления имеют тенденцию к выравниванию с обеих сторон перегородки. Это объясняет, почему эффективное давление чаще встречается в недавно сформировавшихся породах по сравнению с древними.

Непроницаемые перегородки

а) Происхождение непроницаемых перегородок

Непроницаемые перегородки имеют седиментологическое и тектоническое происхождение. Они вызываются следующими явлениями:

· накопление осадков мало проницаемых или непроницаемых отложений (глины, эвапориты, уплотненные известняки и пр.). В ходе оседания нижезалегающие отложения опускаются без возможности отвода вмещаемых вод. В случае эвапоритов перегородка будет непроницаемой и долговременной, если не вмешаются значительные тектонические изменения.

· тектоническая активность, которая может вызвать нарушения и складки, перекрывающие зоны утечек флюидов. Однако, в некоторых случаях нарушения могут служить дренажом, способствующим миграции флюидов.

Обильное осаждение также может вызвать нарушения, называемые сбросом и складками.

· явления диагенеза(цементация, рекристаллизация) и латеральные изменения фации в природе отложений за время осаждения одного пласта (латеральные изменения фации) приводят, главным образом, к латеральным перегородкам.

б) Качество непроницаемой перегородки и переходная зона

В зависимости от качества непроницаемой перегородки следует различать два случая :

· идеальная герметичность. Возникает резкое изменение порового давления на входе в пласт при аномальном давлении.

· неидеальная герметичность. Существует переходная зона, в которой поровое давление повышается постепенно.

Герметичность перегородки весьма относительна. Она зависит от породы, а также от флюидов в ловушках (одна порода может быть относительно непроницаемой для нефти и проницаемой для газа).

Если поровое давление превышает давление гидроразрыва породы, образующей перегородку, возникает гидроразрыв, обеспечивающий утечку части содержащихся флюидов и тем самым уменьшающий давление.

б1) Идеально герметичная непроницаемая перегородка

Это касается соли, ангидрита и некоторых нетрещиноватых глинистых известняков (см. рис. 2.5).

Существует внезапное изменение порового давления между породой кровли и пластом с аномальным давлением. Ниже перегородки градиент порового давления может быть нормальным. Он зависит от плотности флюида в пласте.

Плотность глин резко снижается у кровли недоуплотненной зоны, а затем постепенно повышается вместе с глубиной в соответствии с нормальным градиентом.

Рис. 2.5 Случай идеально герметичной породы кровли

Необходимо повысить плотность бурового флюида, чтобы осуществлять проходку в зоне аномального давления. Дифференциальное давление на входе в эту зону будет минимальным, повышаясь постепенно по мере углубления скважины. Такое положение влечет за собой опасность потерь циркуляции, загрязнения продуктивных зон и кольматации в результате дифференциального давления на нижних уровнях. Эти опасности существуют также и на верхних уровнях, если не спускать обсадную колонну для разделения различных зон.

б2) Не идеально герметичная непроницаемая перегородка

Этот случай касается трещиноватых глин и покрывающих пород. Возникают перетоки из зоны с аномальным давлением в зоны с нормальным давлением. Вероятно наличие переходной зоны между пластами (рис. 2.6).

Возможны два случая :

· глинистая порода покрывает проницаемые пористые недренированные породы под аномальным давлением. В этом случае пластовые флюиды породы под аномальным давлением будут стремиться к уходу через глины. Это вытеснение все меньше и меньше будет затрагивать уровни, удаленные от зоны аномального давления, учитывая увеличение уплотнения глин.

· недоуплотненный глинистый слой окружен проницаемыми пористыми дренированными породами. Находящиеся на периферии недоуплотненной зоны уровни будут стремиться к дополнительному уплотнению, вытесняя часть своих флюидов. Частичное дополнительное уплотнение глин позволяет им выдержать более значительную часть геостатического давления, уменьшая тем самым поровое давление. Уменьшение пористости и проницаемости вследствие дополнительного уплотнения затормозит вытеснение новых флюидов.

Рис. 2.6 Случай переходной зоны

Существование переходной зоны проявляется инверсией градиента уплотнения глин и увеличением порового давления согласно градиенту выше плотности вмещаемого флюида.

Как и в предыдущем случае, необходимое увеличение плотности бурового флюида вле-чет за собой риск потери циркуляции, загрязнения продуктивных зон и кольматации в результате дифференциального давления в верхних и нижних зонах.

Толщина переходной зоны может колебаться в пределах от нескольких десятков до нескольких сотен метров. Наличие такой зоны способствует обнаружению зон аномальных давлений.

Заключение относительно природы аномальных давлений

Обильная седиментация в сочетании с быстрым оседанием (вызывающим быстрое захоронение осадков) и наличие малопроницаемых отложений являются определяющими факторами существования аномальных давлений. Для удержания флюидов необходимо присутствие вертикальных и боковых непроницаемых перегородок.

По мере погружения осадков в процессе оседания, давление флюидов, охваченных непроницаемыми перегородками, увеличивается под действием геостатического давления, тектонических напряжений и температуры, которая сама по себе вызывает многие явления (термическое расширение воды, превращение органического вещества, минералогические превращения глин и т.д.). Флюиды воспринимают часть геостатического давления, которое при нормальных условиях действует на матрицу породы.

Глины и эвапориты играют первостепенную роль в этих явлениях. В отличие от глин, эвапориты вызывают резкие изменения порового давления.

Важным фактором является время. Избыточные давления имеют тенденцию к исчезновению, так как в масштабах геологического времени герметичность редко бывает идеальной.

2.3 Индикаторы изменения порового давления

Некоторые признаки позволяют предвидеть и выявлять изменения порового давления. Следует помнить, что ни один из этих признаков не является надежным на все 100%. В ходе бурения за ними необходимо постоянно следить и принимать их во внимание.

2.3.1 Информация, имеющаяся до бурения

Геологические изыскания

Геологические изыскания в данном регионе могут дать интересную информацию. Для различных геологических уровней могут быть составлены карты распределения давлений. Обычно эти карты не точны по причине небольшого количества имеющейся информации.

Литологический разрез способен дать какие-то признаки и, по крайней мере, должен побудить к бдительности. Это особенно касается случаев присутствия непроницаемых покрывающих пород (глины и эвапориты).

Опасность вхождения в породы с аномальным давлением более высока в дельтовых зонах, в зонах с высокой степенью тектонического сжатия и поблизости от соляных куполов.

Геофизические методы

Только сейсмические методы способны дать информацию в отсутствие бурения. Они позволяют локализовать недоуплотненные зоны. Скорость распространения сейсмических волн увеличивается вместе с уплотнением. В недоуплотненной породе скорость волн аномально мала по сравнению с тем, что должно быть. В кровле и в подошве недоуплотненной зоны изменение градиента давления обычно проявляется отражениями с широкой амплитудой. Как правило, недоуплотненная зона дает хаотические отражения или отсутствие отражения волн.

Существуют методы, которые позволяют, на основе записей сейсмических сигналов, построить диаграмму, сопоставимую с записанными в открытом стволе данными акустического каротажа, и оценить поровое давление разбуриваемых пород.

Гравиметрия также может дать информацию относительно состояния уплотнения недр. Плотность недоуплотненной породы меньше нормальной, что вызывает уменьшение величины ускорения сил тяжести. Полученные этим методом результаты трудно интерпретировать, и чтобы извлечь пользу, их следует рассматривать в сочетании с результатами сейсмики.

Оперативные индикаторы

а) Механическая скорость проходки

При равенстве всех прочих величин, скорость проходки увеличивается почти исключительным образом вместе с уменьшением дифференциального давления (рис. 2.17). На нее влияет также, но в меньшей степени, состояние уплотнения разбуриваемой породы. При нормальных условиях она уменьшается вместе с глубиной.

Рис. 2.16. Пример предполагаемых кривых давлений

 поровое давление, ‚ - плотность бурового раствора, ƒ - давление гидроразрыва

Рис. 2.17. Влияние дифференциального давления на скорость проходки

Изменения механической скорости проходки могут позволить выявить присутствие пород, в которых есть риск, что давление, создаваемое буровым флюидом, окажется недостаточным. Но на эту скорость влияют и многие другие факторы, кроме дифференциального давления и недоуплотнения, а именно:

· литология проходимых пород,

· параметры режима бурения: нагрузка на долото, скорость вращения, вращающий момент,

· гидравлические параметры, свойства бурового флюида,

· тип используемого долота и степень его износа.

Влияние всех этих параметров таково, что не всегда легко выяснить истинную причину изменения скорости проходки.

Тем не менее, механическая скорость проходки остается хорошим средством для выяв-ления изменений дифференциального давления и приближения или вскрытия пород с аномальным давлением. Она дает немедленную информацию бурильщику.

Примечание: Однако, если механическая скорость проходки ограничена, она не может использоваться в качестве индикатора.

Поскольку литологические изменения не учитываются (при переходе от формулы Бингхэма к выражению “d” экспоненты коэффициент k исчезает), а уплотнение представляет собой явление, касающееся, главным образом, глин, полученные значения “d” экспоненты будут иметь значение и применимы только для чисто глинистых пород.

Расчет должен начинаться как можно раньше, чтобы получить правильное значение угла наклона прямой уплотнения.

Уравнение Бингхэма, составленное для шарошечного долота, не всегда отражает реальность. Величина “d” экспоненты может дать результаты, которые трудно интерпретировать для других типов долота, а также в случае скважин с высокой степенью искривления.

Эта экспонента не учитывает режим промывки и свойства бурового флюида. Для получения сопоставимых и значимых результатов эти параметры должны быть постоянными.

Тем не менее, во многих регионах метод “d” экспоненты является эффективным, так как расчет можно провести быстро, а информация получается почти немедленно.

в) Другие формулы с использованием механической скорости проходки

Чтобы компенсировать недостатки метода “d” экспоненты, разработаны другие методы.

Ими сложнее пользоваться, так как они требуют знания пород, которые предстоит разбуривать. Такая информация доступна только в случае, если порода уже изучена. Следовательно, в разведке большинство этих методов не применимо.

г) Момент вращения

Измеренный на поверхности момент вращения определяется трением между долотом и забоем, а также между бурильной колонной и стенками скважины. Этот момент должен равномерно увеличиваться вместе с глубиной.

В ходе бурения аномальное увеличение момента вращения может быть вызвано уменьшением дифференциального давления (ведущего к сужению скважины).

Недоуплотненные глины приводят к образованию сальников на долоте и центраторах. Следовательно, таки