Способ оценки пластового давления при разведочном бурении

Постоянный контроль технологических, геологических и геофизических данных, прогнозирование возникновения осложнений или аварийных ситуаций – актуальная задача, решение которой позволит повысить уровень безопасности буровых работ. Прогноз зон АВПД необходим при проведении разведочного бурения.

В конце XX в. были разработаны методики с использованием d- и σ-экспонент. Промысловые работы показали, что эти методики достаточно просты и при благоприятных условиях бурения позволяют распознать зону АВПД. M. G. Bingham [1] предложил соотношение между скоростью проходки и нагрузкой на долото:

ROP/RPM = a(WOB/D) ^d ,                                (1)

где ROP – механическая скорость бурения; RPM – обороты ротора; WOB – нагрузка на долото; D – диаметр долота; a – литологическая константа; d – экспонента уплотнения пород.

J. R. Jorden, O. J. Shirley [2] получили решение этого соотношения в следующем виде:

d =

, ( ROP A log

( 60 RPM )

log l 12

WOB A .

10 6 D J

Затем В. А. Рем и М. Т. Мак-Клендон [3] провели модификацию d-экспоненты, учли плотность бурового раствора и "региональную плотность":

d c = d -^, Р бр

где ρ _бр – плотность бурового раствора; ρ – "региональная плотность". Так, "региональная плотность" для Мексиканского залива составляет 1.07 г/см ³ , а для арктического шельфа – 1.03 г/см ³ . В окончательном виде с учетом износа долота она представляет модифицированную d-экспоненту.

В 1980–1990-х гг. выдвинута гипотеза происхождения зон АВПД в зависимости от геологических характеристик месторождения и разработана их классификация [4]; дано обобщенное представление о причинах возникновения, распространении, методах прогнозирования зон АВПД и АНПД, описаны практические результаты прогнозирования на примере ряда нефтегазоносных месторождений [5]; применены d- и σ-экспоненты для прогнозирования зон АВПД и оценки пластового давления [3]. В 2000-х гг. исследованы зоны АВПД и рассмотрены механизмы их возникновения на Приразломном нефтяном месторождении [6]; обоснована необходимость опережающего прогнозирования АВПД при бурении [7]; предложен способ оценки АВПД по данным сейсморазведки [8].

Материалы и методы

Представленные в литературе методы и способы прогнозирования отличаются значительной погрешностью оценки давления и приближенными результатами исследования. Прогнозирование зон АВПД и оценка пластового давления в процессе разведочного бурения остаются актуальными задачами. Достаточно точными представляются прогнозы АВПД, выполненные по данным, полученным с помощью модельных установок. Одна из таких установок была создана на кафедре морского нефтегазового дела МГТУ (рис. 1).

X X X X X XX XX XX XX X X X X X

ххххххххххх X X X X X X

U= 64U мм

Рис. 1. Схема лабораторной установки

Fig. 1. Scheme of laboratory setup

Установка состоит из следующих составных частей: нижний слой представлен мелкозернистым песком, верхний слой состоит из глины; в глине находятся модели восьми скважин с разной глубиной расположения забоя скважин. В слое песка создается избыточное давление, и при этом регистрируется реакция забоя скважин.

Результаты и обсуждение

Реакция забоев лабораторных скважин происходит по линейному закону при передаче давления через глину. Регистрация перемещений производилась с помощью прибора, изготовленного в соответствии с ГОСТ 577–68; избыточное давление измерялось манометрической трубкой.

Результаты замеров свидетельствуют о том, что давление через глину при данном поровом давлении, Па, передавалось на забои скважин; реакцию забоев скважин можно было определить только в первых пяти скважинах из восьми. По оси ординат отложены первые реакции забоев модельных скважин, мм; возле каждой скважины указаны избыточные давления, возникшие на устье скважины и зарегистрированные манометрической трубкой (рис. 2).

После первых замеров исследована реакция забоя одиночной скважины. Реакцию забоя одиночной лабораторной установки иллюстрирует фото, представленное на рис. 3.

Выпуклость забоя лабораторной установки составила 25 мм на завершающем этапе исследований (диаметр забоя 215.9 мм). Вертикальный гидроразрыв забоя одиночной скважины произошел при появлении первой трещины при выпуклости забоя всего 2.5 мм. Динамика вертикального гидроразрыва глины представлена на рис. 4.

При составлении уравнения баланса давлений использована схема для оценки пластового давления (рис. 5).

Рис. 2. График передачи давления через глину на забои лабораторной установки

Fig. 2. Schedule of pressure transmission through the clay on the bottomhole of the laboratory setup

Рис. 3. Выпуклость забоя лабораторной установки Fig. 3. Convexity of the bottomhole of the laboratory setup

Рис. 4. Процесс вертикального гидроразрыва глины и дальнейшее нагнетание воздуха в зависимости от времени Fig. 4. Progress in the process of vertical fracturing of clay and a further injection of air

Рис. 5. Схема для составления баланса давлений: ρ бр – плотность бурового раствора; g – ускорение свободного падения; Н – текущая глубина скважины; h – расстояние от забоя до кровли АВПД; ρ _гл – плотность глины

Fig. 5. The scheme for drawing up pressures' balance: where ρ _бр – the mud density; g – the acceleration of gravity; H – the current depth of the well; h – the distance from the bottom up to the mine roof of the abnormal reservoir pressure; ρ _гл – the clay density

Таким образом, простейшее уравнение баланса выглядит следующим образом:

P пл = ρ бр gH + ρ гл gh.                                           (4)

Если при разведочном бурении будут выявлены признаки АВПД, то оценить пластовое давление не удастся, так как неизвестна глубина h. Следует отметить, что нижерасположенный пласт с большим давлением может создать такое же перемещение забоя. Кроме того, по сейсмическим данным известна приблизительная глубина залегания зоны АВПД или расстояние до "яркого пятна". Тогда h становится известной величиной, и вычисление пластового давления по уравнению баланса приобретает смысл. Таким образом, при обнаружении признаков АВПД можно оценить пластовое давление. Данный расчет апробирован при анализе данных по бурению скважины Медынская-море-2. Погрешность оценки пластового давления по d-экспоненте составила 20 %, тогда как по соотношению (4) данная погрешность (по сравнению с данными натурных измерений) равна 9.5–12 %; этот факт объясняется тем, что истинная плотность глин была неизвестна.

Но также известно, что значение давления в пласте нефти, газа или воды не может быть больше величины оценки давления по средней плотности пород при данной глубине залегания ловушки. Так, при бурении скважины Адмиралтейская поровое давление составило примерно 67.7 МПа, а оценка по средней плотности пород – 68 МПа. Но такое сходство обусловлено случайным совпадением взятой средней плотности пород и глубиной скважины. Если плотность пород принять равной 2.4 г/см ³ , то оценка давления составит 70.6 МПа.

Заключение

В процессе бурения разведочных скважин необходимо использовать сейсмические данные о глубинах залегания ловушек; при возникновении признаков АВПД – производить оценку пластового давления зоны АВПД. Данный прогнозный способ оценки порового давления может быть применен только в терригенном разрезе.

В ходе исследований установлена зависимость передачи давления через глину и показана реакция верхнего слоя глины; разработана схема распределения (баланса) давлений, которая учитывает расстояние от зон АВПД до места забоя; составлено уравнение баланса для оценки пластового давления с учетом текущей глубины скважины, расстояния от забоя до кровли АВПД и плотности глины. Результаты данных исследований могут найти практическое применение при разведочном бурении скважин на акватории, в процессе прогнозной оценки порового давления, при обнаружении признаков АВПД.