книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

деляется непосредственными замерами в пробуренных сква­ жинах. Зная замеренное в какой-либо скважине пластовое давление рпл1, можно высчитать пластовое давление рпл2 в лю­ бой другой скважине по формуле:

где А, — альтитуда пласта, где замерялось давление; А2 — альтитуда пласта в проектной скважине в м.

Если известна область питания пласта, то его пластовое дав­ ление определяют по формуле:

В формуле (1.45) Апл —альтитуда пьезометрического уров­ ня пласта и Ау — альтитуда устья скважины в м.

1.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГРАДИЕНТА ГИДРОРАЗРЫВА

(Fracture gradient)

В процессе бурения может возникнуть «само­ произвольный» разрыв пород. Это явление происходит, когда породы («пласты») не выдерживают давления со стороны сква­ жины. Чтобы не допустить гидроразрыва, необходимо знать его градиент. А при проектировании конструкции скважины зна­ ние градиента гидроразрыва позволит определить глубину ус­ тановки башмака обсадной колонны с целью предупредить по­ терю циркуляции раствора или проявление флюида пласта.

Градиент разрыва зависит от типа горной породы, степени анизотропии, пластового (порового) давления, мощности покры­ вающих пластов и тектонического строения в пределах данной площади. Для получения реальных значений градиента разры­ ва любой аналитический метод прогнозирования должен учи­ тывать эти факторы.

Давление вышележащих пород, или горное давление <\ оп­ ределяют как напряжение, возникающее под действием ве­ са вышележащих годных пород на рассматриваемую зону. На площадях с незначительной тектонической активностью гра­ диент вышележащих пород (отношение напряжения к глуби­ не) примерно составляет 22620 Па/м. На тектонически актив­ ных площадях, или в зонах с высокой сбросовой активностью

31

градиент давления вышележащих пород принимается равным 18100 Па/м.

Таким образом, давление на глубине 3048 м в зонах с незна­ чительной тектонической активностью составляет (3048x22620) Па = 68,9 МПа; с высокой тектонической активностью — (3048x18100) Па=55,2 МПа

Градиент вышележащих пород изменяется от месторож­ дения к месторождению и увеличивается с глубиной вследст­

ДАВЛЕНИЕ ВЫШЕЛЕЖАЩИХ ГОРНЫХ ПОРОД = ПЛОТНОСТЬ • ГЛУ­ БИНА УСКОРЕНИЕ СИЛЫ ТЯЖЕСТИ.

В пористых пластах давление вышележащих пород под­ держивается за счёт напряжения скелета породы (матрицы) <т5и

пластового (порового) давления р11Д.Таким образом о, = os + рШ1. Пластовое давление определяется как давление, оказываемое пластовыми флюидами на стенки пор породы. Поровое давление сдерживает часть нагрузки от веса вышележащих пород, тогда как другая часть поддерживается зёрнами породы. Термины «по­ ровое давление», «пластовое давление» и «давление флюида» —

синонимы и определяют пластовое (поровое) давление.

32

Различают два типа пластового давления.

1. Нормальное поровое давление (или гидродавление). Счита­ ется, что пласт испытывает нормальное давление, если поро­ вое давление пласта равно гидростатическому давлению столба пластовой воды. Нормальное поровое давление обычно бывает по­ рядка 10500 Па/м. Следовательно, на глубине 1524 м зона с нор­

мальным давлением имеет поровое давление р11К= 1524 • 10500 -

=16 МПа.

2.Аномальное пластовое давление (или геодавление). Это давление существует в зонах, которые не имеют непосред­ ственного сообщения с соседними горизонтами, Границы зо­ ны аномального пластового давления характеризуются отсут­ ствием проницаемости, что препятствуют сообщению флюидов и удерживает большую часть давления вышележащих пла­ стов (АВПД).

Максимальное значение аномального пластового давления составляет 0,0226 и 0,0181 МПа/м для зон с невысокой текто­ нической активностью и тектонически активных зон соответ­ ственно. Исключениями являются отложения, обнаруженные в некоторых районах Ирана и РФ, где аномальное пластовое дав­ ление превышает градиент давления вышележащих пород.

Существуют и аномально низкие пластовые давления (АНПД). Прочность горной породы обусловлена пределом прочности на растяжение, пределом прочности при сжатии, прочностью

на сдвиг или ударной прочностью. Градиент разрыва характе­ ризует прочность породы на растяжение, которая определяется как отношение растягивающего усилия, необходимого для раз­ рыва образца породы, к площади поперечного сечения образ­ ца. Прочность породы на растяжение очень мала и составляет 0,1 предела прочности при сжатии. Таким образом, более ве­ роятно разрушение породы при рас­

быть больше или равно минимальному нормальному напряже­ нию 03. Однако бурение скважины приводит к увеличению на­ пряжений вокруг стенок ствола настолько, что равнодейству­ ющие напряжения в несколько раз превышают минимальные главные нормальные напряжения.

Пластовое давление разрыва —это давление, необходимое для преодоления напряжений в скважине и разрыва пласта в непосредственной близости от ствола скважины.

Для определения градиента разрыва используют два мето­ да: прямой и косвенный.

Прямой метод основан на определении давления, необхо­ димого для разрыва породы, и давления распространения об­ разовавшейся трещины. При таком методе с помощью бурово­ го раствора повышают давление в скважине до величины, при которой произойдёт разрыв пласта. Регистрируют давление на устье при разрыве, затем эта величина прибавляется к значе­ нию гидростатического давления бурового раствора в стволе скважины, чтобы определить общее давление, требуемое для разрыва пласта. Это давление считается пластовым давлени­ ем разрыва.

34

формация для метал­ лов. В точке А пласт начинает поглощать жидкость, что приво­ дит к нелинейной за­ висимости давления от времени или объё­ ма (линия АВ).

пласт способствует распространению трещин, созданных дав­ лением разрыва. Давление, необходимое для распростране­ ния трещин, называется давлением распространения разры­ ва, которое значительно меньше давления разрыва. Давление распространения разрыва принимается равным минимально­ му нормальному напряжению о3 в предположении, что разрыв вдали от ствола скважины можно осуществить, если значение этого напряжения будет превышено. Точка Е показывает мгно­ венное давление в закрытой скважине после остановки насо­ са. Это давление называют давлением закрытия трещины, так как оно необходимо, чтобы предупредить закрытие трещины.

Вариантами описанных испытаний являются работы по продавливанию жидкости в пласт или на поглощение, которые прекращают при первом же признаке ухода жидкости в пласт. Такие испытания обычно проводят в необсаженном интервале скважины ниже кондуктора или промежуточной колонны. Ис­ пытания осуществляют после того как пробурено 3—6 м ниже башмака колонны, чтобы определить максимальное давление, которое может выдержать порода в интервале установки баш­ мака до поглощения при бурении лежащего ниже интервала.

В процессе таких работ определяют максимальную плот­ ность бурового раствора, которую можно применять при буре­ нии нижележащих отложений, не подвергая разрыву интервал ниже установки башмака колонны. Давление, при котором жид­ кость проникает в пласт, зависит от свойств бурового раствора

и проницаемости пласта. Таким образом, если в пласте с малой проницаемостью используется буровой раствор, имеющий низ­ кую способность проникновения в породу, то разрыв пласта не­ возможен и жидкость не поглощается. Чтобы зарегистрировать начало поглощения раствора, прекращают закачивание через равные интервалы времени и записывают статическое давле­ ние в скважине при закрытом устье. Кроме того, необходимо регистрировать разность давлений при последующих циклах закачки. Если наблюдается увеличение этой разности, то это указывает на поглощение бурового раствора и, следовательно, надо немедленно прекратить нагнетание. Данные о поглоще­ нии бурового раствора пластом необходимо представить в ви­ де графика «давление — время» (см. рис. 1,4, прямая ОА).

Третий вариант испытания с использованием зависимости «давление —время» проводят в интервале установки башмака колонны, когда в необсаженной скважине создается давление ниже давления поглощения раствора. Испытание проводят, что­ бы проверить, может ли интервал ниже установки башмака ко­ лонны выдержать максимальную плотность бурового раствора, который будет использован для бурения нижерасположенных отложений. Если применяемый буровой раствор имеет плот­ ность рт1, а последующий —п л о т н о с т ь рт2, то максимальное давление на устье во время испытания интервала установки башмака колонны составляет g(pm2 — pmi)HG, где Нб — глуби­ на опоры башмака колонны, м; р т 2 , р т , — п л о т н о с т и бурового раствора, кг/м3, g —ускорение силы тяжести.

П р и м е р ы . Пусть глубина установки башмака колонны из труб диаметром 244,5 мм составляет 2713 м, а плотность при­ меняемого бурового раствора — 1040 кг/м3. При бурении ни­ жележащего интервала предполагается использовать буровой раствор плотностью 1150 кг/м3.

Давление на устье, которое можно использовать для провер­ ки прочности пласта на разрыв в интервале установки баш­ мака колонны, будет составлять 10 (1150 — 1040)2713 = 2984300 Па. Это давление будет создаваться при закачке небольши­ ми порциями, и если разрыв пласта произойдёт при давлении меньше 2984300 Па, то закачку следует остановить, а давление разрыва(сумма давления на устье и гидростатического давле­ ния бурового раствора) зарегистрировать. Гидростатическое давление нового бурового раствора должно быть ниже давле­ ния разрыва.

Косвенные методы используют при оценке напряжений для расчета градиента разрыва. Ниже рассматриваются наибо­ лее распространенные методы.

36

Метод Хубберта и Уиллиса предполагает, что гидроразрыв пласта происходит, когда гидростатическое давление превышает сумму минимального эффективного напряжения и пластового давления. Считается, что плоскость разрыва (разрушения) всег­ да перпендикулярна минимальному главному напряжению.

Эффективное напряжение определяется как разность об­ щего напряжения и порового давления. Таким образом мини­

Для пористой среды разрушение обусловлено только вели­ чиной эффективного, а не общего напряжения.

Можно вывести выражение для минимального эффектив­ ного главного напряжения, используя давление вышележащих пород и применяя закон Гука. Напряжения в трёх главных на­ правлениях определяются по формулам:

(1.46)

(1.47)

(1.48)

где Е|, е2, е3 —главные деформации; а,, а2, а3 —максималь­ ное, промежуточное и минимальное эффективное главные на­ пряжения соответственно; Е —модуль Юнга для горной поро­ ды; v — коэффициент Пуассона.

В зонах с незначительной тектонической активностью

а2 - о з и £5 = е3. При создании гидростатического давления го­ ризонтальные деформации и е3 практически не изменяются и равны 0 в результате бокового сжатия прилегающих плас­ тов. Подставляя ^ = Ов уравнение (1.47) или 83 = 0 в уравне­ ние (1.48), получим:

(1.49)

Для большинства горных пород коэффициент Пуассона равен 0,25. Подставляя это значение v в уравнение (1.49), получим:

37

(

1

(1.50)

В соответствии с методом Хубберта и Уиллиса общее давле­ ние нагнетания (или гидроразрыва) FP (Fracture Pressure), тре­ буемое для поддержания трещины открытой и её распростра­ нения, определяется следующим образом:

Подставляя уравнение (1.53) в выражение (1.52), получим:

(1.54)

Разделив уравнение (1.54) на глубину Н, получаем гради­ ент разрыва:

Основной недостаток метода Хубберта и Уиллиса в том, что с его помощью определяется более высокий градиент разры­ ва в пластах с АВПД и более низкий градиент разрыва в плас­ тах с АНПД.

П р и м е р 1.2. Дано пластовое давление на глубине 1524 м, равное 16,9 МПа, и градиент давления вышележащих пород 0,02 МПа /м (определено по данным каротажа объёмной плот­ ности). Необходимо найти градиент разрыва пласта на глуби­ не 1524 м.

Из уравнения (1.55) находим:

Метод Мэтьюза и Келли. Было обнаружено, что метод Хуб­ берта и Уиллиса неприемлем для районов с мягкими порода­ ми —например, на северном побережье Мексиканского зали­ ва и в северной части Северного моря. Метод Мэтьюза и Келли

38

представляет собой уточнение метода Хубберта и Уиллиса на основе уравнения(1.52):

где Kj —безразмерный коэффициент напряжения для глу­

бины, на которой значение о', представляло бы собой нормаль­ ное напряжение матрицы. Значение К* необходимо устанавли­ вать по фактическим данным гидроразрыва по близлежащим скважинам. Мэтьюз и Келли определяют эффективное на­ пряжение а, как напряже­ ние матрицы.

вого) давления и давления Ряс. 1.5. Зависимости эффективного на­ вышележащих пород состав­ пряжения от глубины, полученные раз­

°1 =°о-Рш . - 0,0226- 0,0105 = 0,0121 МПа/м.

2. Определяют эквивалентную глубину Н|, соответству­

3. Используя график изменения Kj от глубины для рассмат­ риваемого месторождения, определяют значение К„ соответ­ ствующее Н,.

39

4. С помощью уравнения (1.56) находят давления раскры­ тия трещины или градиент разрыва.

П р и м е р 1.3. По данным примера 1.2 и рис. 1.5 (кривая 1) определим давление разрыва и градиент разрыва по методу Мэтьюза и Келли.

Решение. Эквивалентная глубина для нормального уплот­

По рис. 1.5. значение Kf, соответствующее глубине 1480 м, составляет 0,55. Отсюда из уравнения (1.56)

ргр = 0,55(1524 • 0,0226-16,54) + 16,54 = 26,386 МПа. Градиент разрыва

FG = р^/1524 = 26,386/1524 = 0,0173 МПа/м.

Метод Итона наиболее широко распространён в зарубеж­ ной нефтяной промышленности. Он представляет собой вари­ ант метода Хубберта и Уиллиса, в котором допускается, что давление вышележащих пород и коэффициент Пуассона — переменные величины. Коэффициент Пуассона характеризу­ ет свойство горной породы изменять свои размеры в направ­ лении, перпендикулярном приложенному напряжению. Таким образом, учитывается действие напряжений в двух измерени­ ях. Если ах —напряжение, приложенное в направлении х, а оу — результирующее напряжение в направлении у, то коэффициент Пуассона, ,о = £х/ €у, где £*, £у—деформации от напряжения в направлении х и у. Большинство пород, подвергающихся испы­ танию в лабораторных условиях, имеют коэффициент Пуассо­ на 0,25—0,3. Однако в промысловых условиях порода подверга­ ется гораздо большему воздействию всестороннего или горного давления, поэтому коэффициент Пуассона может изменяться от 0,25 (или меньше) до максимального значения 0,5.

Уравнение Итона можно вывести, объединив уравнения (1.49) и (1.51):

1 - о Н Н

Заменив о, на (о„ —рпл), получаем:

40