СПОСОБ ВЫБОРА БУРОВОГО РАСТВОРА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА НАКЛОННЫХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН, ПРОБУРЕННЫХ В НЕУСТОЙЧИВЫХ ГЛИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
METHOD OF MUD FLUSH SELECTING FOR CONSTRUCTION OF INCLINED AND HORIZONTAL WELLS TROUBLED IN UNSTABLE ARGILLACEOUS DEPOSITS

Изобретение относится к области бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин в интервалах, представленных неустойчивыми глинистыми отложениями, преимущественно, на отложения девонской системы, а именно к способу выбора оптимального бурового раствора для скважины с учетом одновременно как свойств бурового раствора, так и характеристик глинистых пород в скважине.
Известен способ выбора бурового раствора для строительства скважин в глинистых породах (Авторское свид-во СССР №1222670) посредством способа оценки ингибирующих свойств буровых растворов, включающий увлажнение глинистой породы, получение образца прессованием, определение текущей скорости увлажнения глинистой породы образца в буровом растворе во времени и последующую оценку по полученным данным ингибирующих свойств буровых растворов.
Согласно данному изобретению выбор бурового раствора производится на основе показателя увлажняющей способности растворов, путем определения коэффициента коллоидальности глинистой породы, причем прессование породы осуществляют при 40-45 МПа в течение 4-6 мин, а увлажнение и оценку ингибирующих свойств бурового раствора проводят по специальным математическим формулам.
Недостатком данного изобретения является недостаточная точность выбора, т.к. известный способ оценки ингибирующих свойств буровых растворов, предназначенный для выбора буровых растворов для вскрытия неустойчивых глинистых пород, не учитывает изменение структурно-механических свойств пород под воздействием буровых растворов. Необходимость этого учета обусловлена тем, что процесс гидратации глинистых пород под воздействием буровых растворов можно разделить на две составляющие: набухание, в большей степени проявляющееся для пород с высоким содержанием глинистых минералов из группы монтмориллонита, и диспергирование, приводящее к нарушению структурно-механических свойств пород, которое особенно актуально для аргиллитов и глинистых сланцев, представленных в основном глинистыми минералами с ненабухающей кристаллической решеткой. Вот почему подход к выбору бурового раствора в известном способе не является оптимальным и точным.
Из уровня техники известен способ выбора бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых породах (Авторское свид-во СССР №1201291) путем определения предельного напряжения сдвига бурового раствора в системе глинистая порода-жидкость и показателей набухания глинистых пород, определения обобщенного показателя устойчивости глинистых пород с последующим выбором по математическому выражению бурового раствора по наибольшему обобщенному показателю устойчивости, причем дополнительно определяют тип структурных связей глинистых пород.
Также известен способ оценки качества буровых растворов (Авторское свид-во СССР №1428837), согласно которому вначале формируют две глинистые корки. Промывают их и осуществляют фильтрацию в течение времени, равного времени формирования глинистой корки, на одной из них воды, на другой - водного раствора стабилизирующих добавок с концентрацией, равной концентрации их в буровом растворе. Измеряют количество фильтратов, а о качестве бурового раствора судят по отношению количества фильтрата водного раствора с добавками к количеству фильтрата воды.
В обоих известных изобретениях не рассматривается вопрос выбора плотности бурового раствора, в то время как этот параметр играет первостепенную роль в обеспечении устойчивости ствола скважины.
Кроме того, не учитываются эквивалентная циркуляционная плотность бурового раствора, которая может изменяться в широких пределах, в зависимости от реологических свойств бурового раствора и скважинных условий. Не учитывается напряженное состояние горного массива, вскрываемого скважиной, а следовательно, ориентация и интенсивность текущих тектонических напряжений, которые имеют важное значение при выборе наиболее безопасной траектории ствола, позволяющей сохранить устойчивость стенок скважины. Все это снижает точность выбора бурового раствора по обоим изобретениям.
Кроме того, изобретение по а.с. №1201291 подразумевает определение показателя набухания глинистых пород, однако зачастую неустойчивые отложения представлены не набухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, таким образом, понятие набухания пород теряет свою актуальность.
В а.с. №1428837 рассматривается только сравнительная оценка фильтрационных свойств буровых растворов, что явно недостаточно для точности выбора.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ выбора бурового раствора для бурения скважин в неустойчивых глинистых породах (Патент РФ №2042696). Согласно этому способу производят исследование набухания глинистой породы в воде и растворе, определение структурно-механической прочности глинистой породы и расчет обобщенного показателя устойчивости глинистой породы с последующим выбором бурового раствора по его наибольшему значению, при этом скорость набухания глинистой породы и ее структурно-механическую прочность определяют по математическим формулам.
Недостатком данного известного способа является то, что он практически не применим для выбора бурового раствора при бурении в неустойчивых глинистых породах, представленных не набухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, характеризующихся пониженной прочностью. Вместе с тем известно, что именно данный тип пород вызывает наибольшие проблемы, связанные с потерей устойчивости ствола скважины. Все это снижает точность выбора бурового раствора известным способом.
Задачей изобретения является разработка способа выбора бурового раствора, позволяющего снизить вероятность осложнений, связанных с потерей устойчивости ствола скважины, особенно наклонных и горизонтальных, в интервале неустойчивых глинистых пород.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности выбора бурового раствора для скважины, предполагаемой к бурению в неустойчивых глинистых отложениях, в том числе представленных ненабухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, характеризующимися пониженной прочностью, за счет реализации комплексного подхода при анализе и интерпретации исходных данных по скважинам, наряду с результатами экспериментальных исследований свойств буровых растворов.
Поставленный технический результат достигается предлагаемым способом выбора бурового раствора для строительства наклонных и горизонтальных скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях, включающим определение свойств бурового раствора в отношении глинистой породы и выбор бурового раствора, при этом новым является то, что перед определением свойств бурового раствора проводят построение геомеханической модели устойчивости ствола по пробуренным на месторождении скважинам путем установления вертикального напряжения, порового давления, минимального и максимального горизонтального напряжения и их ориентации, прочностных и упругих свойств горных пород посредством исследования керна; далее выполняют расчет устойчивости ствола проектной скважины и устанавливают «безопасное окно» плотности бурового раствора, включая эквивалентную плотность циркуляции, в зависимости от траектории скважины и прочностных свойств горных пород геомеханической модели; затем проводят испытание на одноосное сжатие образцов керна ранее пробуренной скважины этого месторождения в исходном состоянии, а также в среде буровых растворов различного состава, но по плотности, входящих в ранее определенное «безопасное окно» плотности, с установлением при этом коэффициента разупрочнения и степени снижения сил сцепления в матрице породы; далее производят гидравлический расчет процесса промывки скважины с учетом следующей информации: конструкция скважины с учетом кавернометрии; характеристики компоновки низа бурильной колонны, траектория скважины, поровое давление и давление гидроразрыва; геотермический градиент; упругие свойства горных пород: модуль Юнга, коэффициент Пуассона; эффект эксцентриситета скважины; скорости движения инструмента в стволе скважины; реологические параметры бурового раствора по максимальной пластической вязкости и максимальному динамическому напряжению сдвига, а выбор бурового раствора осуществляют, исходя из двух условий: раствор обеспечивает сохранение прочностных свойств образцов керна на уровне исходного состояния, а также его пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига не превышают максимальных значений этих показателей, установленных при гидравлическом расчете процесса промывки скважины.
При наличии трещиноватости пород в скважине в выбранный буровой раствор дополнительно вводят кольматанты.
Указанный технический результат достигается за счет следующего.
Благодаря тому что при реализации предлагаемого способа выполняют построение геомеханической модели устойчивости ствола проектной скважины, путем установления вертикального напряжения, порового давления, минимального и максимального горизонтального напряжения и их ориентации, прочностных и упругих свойств горных пород через исследование керна по ранее пробуренным скважинам на том же месторождении, к которому относится проектная скважина, обеспечивается получение дополнительных информационных показателей, которые в дальнейшем будут коррелироваться с показателями выбираемого бурового раствора. Это позволит повысить точность выбора бурового раствора именно для проектной скважины.
Выполнение расчета устойчивости ствола скважины необходимо для того, чтобы определить «безопасное окно» плотности бурового раствора, включая эквивалентную плотность циркуляции, в зависимости от траектории скважины и прочностных свойств горных пород, полученных на основе ранее построенной геомеханической модели. Это необходимо для того, чтобы в дальнейшем уже исследовать не весь ряд буровых растворов, а только те из них, которые соответствуют установленным показателям. Выполнение расчета на этой стадии производят по известным методикам, например, описанным в книге Mark D. Zoback (2007). "Reservoir Geomechanics." Cambridge University Press, 423-443. - ISBN-978-0-521 -77069-9.
Последующее проведение испытаний на одноосное сжатие образцов керна по ранее пробуренной скважине этого же месторождения, как в исходном состоянии, так и в среде буровых растворов различного состава, но по плотности входящих в ранее определенное «безопасное окно», и определение коэффициента разупрочнения и степени снижения сил сцепления в матрице породы. Это необходимо для того, чтобы установить, в среде какого бурового раствора прочность образца керна сохраняется, т.е. является близкой к прочностным свойствам образцов керна на уровне его исходного состояния. И рекомендуют для бурения конкретной проектной скважины именно такой буровой раствор из исследуемого ряда, который бы не снижал прочностные свойства породы. Такой подход обеспечивает точность выбора бурового раствора для скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях, в том числе представленных не набухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, характеризующимися пониженной прочностью.
Выполнение гидравлического расчета процесса промывки скважины с учетом конструкции скважины с учетом кавернометрии; характеристики компоновки низа бурильной колонны, траектория скважины, поровое давление и давление гидроразрыва; геотермический градиент; упругие свойства горных пород: модуль Юнга, коэффициент Пуассона; эффект эксцентриситета скважины; скорости движения инструмента в стволе скважины; реологические параметры бурового раствора по максимальной пластической вязкости и максимальному динамическому напряжению сдвига позволяют установить реальное давление, оказываемое буровым раствором, на стенки скважины в пластовых условиях. И установить максимальную пластическую вязкость и максимальное динамическое напряжение сдвига бурового раствора, при которых возможен гидразрыв пласта. И учет этих показателей у бурового раствора, наряду со свойством бурового раствора сохранять прочность образца керна, позволяет предусмотреть главные риски, возникающие от воздействия раствора на стенки скважины. Все это повышает точность выбора бурового раствора.
Способ реализации предлагаемого изобретения иллюстрируется следующим примером.
Тиманский горизонт представлен глинистыми отложениями, характеризующимися склонностью к разрушению при вскрытии их под углом более 60 градусов. Опыт бурения скважин в интервале тиманского терригенного горизонта на месторождениях Пермского края показал, что применяемые в настоящее время известные критерии выбора состава и свойств бурового раствора не обладают достаточной точностью и надежностью в плане обеспечения устойчивости ствола скважины в проблемном интервале бурения, что потребовало разработки нового способа выбора бурового раствора.
Выбор бурового раствора для вскрытия тиманского терригенного горизонта на примере проектной скважины Андреевского месторождения предлагается осуществлять следующим образом.
1. Проводят построение геомеханической модели устойчивости ствола для проектной скважины. Для ее построения в ранее пробуренных на этом месторождении скважинах проводят комплекс специальных геофизических исследований, а именно широкополосный акустический каротаж и скважинные микросканеры, применение которых позволяет оценить напряженное состояние пород. На основании акустического каротажа (данных о скорости продольной волны Ρ и о скорости поперечной волны S) производится расчет градиента порового давления и давления гидроразрыва пласта (ГРП). Расчетные значения порового давления калибруются по фактическим замерам в пробуренной скважине, полученным в результате работы пластоиспытателем. Расчетные значения давления гидроразрыва калибруются по результатам проведения тестов на утечку: определение давления поглощения (LOT (Leak off test), XLOT (Extended leak off test)), определение давления гидроразрыва (FIT (Formation integrity test)), мини ГРП, применения вертикального сейсмического профилирования (ВСП), использования пластовых моделей Ρ и S - волн для расчета динамических параметров упругих волн (модуль Юнга, коэффициент Пуассона и др.).
В таблице 1 перечислены основные параметры геомеханической модели, подлежащей построению по предлагаемому способу (на основе данных ранее пробуренных скважин этого же месторождения).
2. Далее выполняют расчет устойчивости ствола скважины по известным методикам.
3. Устанавливают «безопасное окно» плотности бурового раствора, включая эквивалентную плотность циркуляции, в зависимости от зенитного угла и прочностных свойств горных пород геомеханической модели.
Следует отметить, что величина зенитного угла в скважине оказывает первостепенное влияние на стабильность ствола. С увеличением угла наклона в скважине создаются условия для разрушения горных пород, следовательно, параметры бурового раствора должны подбираться с учетом траектории скважины. В результате построения геомеханической модели по пробуренной скважине установлена зависимость плотности бурового раствора от зенитного угла ствола скважины для Андреевского месторождения при бурении через неустойчивые глинистые отложения тиманского горизонта (таблица 2).
3
Данные, приведенные в таблице 2, показывают, что «безопасным окном» плотности бурового раствора является величина от 1,14 до 1,40 г/см. При этом с увеличением зенитного угла (с 0 до 90 градусов в табл. 2) глинистые породы начинают терять устойчивость и необходимо увеличивать плотность бурового раствора для поддержания ствола скважины в стабильном состоянии. В то же время давление гидроразрыва остается неизменным, и необходимо контролировать эквивалентную плотность циркуляции, которая будет увеличиваться с увеличением статической плотности бурового раствора.
4. Далее проводят исследование керна из пробуренной скважины на этом месторождении, определяя его прочностные и упругие свойства традиционными методами, например, описанными в книге: Исследования физико-механических свойств пород девонской системы Андреевского месторождения: отчет о НИР: / ФГБУН Горный институт УроРАН; рук. Асанов В.А.; исполн.: Паньков И.Л. [и др.]. - Пермь, 2014. - 133 с. - Библиогр.: с. 48.
Проводят испытание на одноосное сжатие образцов керна скважины в исходном состоянии, а также в среде буровых растворов различного состава, но по плотности входящих в ранее определенное «безопасное окно» плотности (таблица 2), с установлением при этом коэффициента разупрочнения и степени снижения сил сцепления в матрице породы.
Для обеспечения безаварийной проводки скважины процесс построения геомеханической модели не должен заканчиваться определением окна «безопасной плотности» бурового раствора, так как надо еще учитывать тип и реологические показатели промывочной жидкости (бурового раствора).
Предлагаемый способ предусматривает параллельно с выполнением геомеханических расчетов проведение исследования поведения под нагрузкой образцов керна неустойчивых пород проблемных интервалов бурения до и после воздействия буровых растворов различного состава и свойств. Оценка ингибирующей способности буровых растворов по коэффициенту устойчивости конкретной породы является решающим фактором управления устойчивостью стенки скважины. По результатам исследования выбирается рецептура бурового раствора, обеспечивающая сохранение исходных прочностных свойств керна, по следующим показателям: предел прочности на сжатие, МПа; тангенс угла внутреннего трения, градусы; сила сцепления, МПа.
При интерпретации результатов исследования учитывается анизотропия прочностных свойств исходных образцов керна, связанная со слоистой структурой и природной неоднородностью пород неустойчивых глинистых отложений. Способ предусматривает выражение результатов изменения прочностных свойств пород под воздействием буровых растворов в виде следующих показателей:
- коэффициент разупрочнения (коэффициент водоустойчивости)
р
сж
сж
К=Р'/Р,
сж
сж
где Р и Р' - прочность образца породы на одноосное сжатие до и после взаимодействия с раствором соответственно;
- степень снижения сил сцепления в матрице породы, характеризующаяся по величине тангенса угла внутреннего трения tg ϕ:
тp
C=[100-(tgϕ'/tgϕ)⋅100],%,
где tgϕ и tgϕ' - тангенс угла внутреннего трения в образце породы до и после взаимодействия с раствором соответственно.
Длительность эксперимента должна соответствовать средней продолжительности нахождения пород неустойчивых интервалов в необсаженном состоянии.
В качестве ряда буровых растворов, подлежащих исследованию с целью выбора наиболее подходящего, были взяты растворы, содержание компонентов в которых приведены в таблице 3.
Результаты исследования изменения прочностных свойств керна Андреевского месторождения, отобранного из пробуренных скважин (средние по трем параллельным определениям), приведены в таблице 4.
При строительстве скважин на Андреевском месторождении с углами наклона более 60° продолжительность нахождения неустойчивых пород тиманского терригенного горизонта в необсаженном состоянии (до спуска эксплуатационной колонны в скважину) составляет 14 суток и более. Согласно предлагаемому способу выбора для бурения таких скважин и согласно данным, приведенным в таблице 4, выбираем для строительства проектной скважины предварительно буровой раствор 5, представляющий собой инвертно-эмульсионный буровой раствор (далее ИЭР), водная фаза которого в максимальной степени насыщена по ионам кальция. В то же время исследования показали, что соотношение углеводород: вода в ИЭР существенного влияния на прочностные свойства исследованных пород не оказывает (опыт 7 таблицы 4). Буровой раствор 7 также не оказывает влияния на прочностные свойства исследованных пород, но является более дорогостоящим с экономической точки зрения.
Таким образом, предварительно установлена оптимальная рецептура и плотность бурового раствора для вскрытия таманских терригенных отложений скважин Андреевского месторождения под различными углами.
3
Однако для окончательного выбора бурового раствора надо учитывать реальное давление, оказываемое буровым раствором на стенки скважины в пластовых условиях. Согласно ранее проведенным геомеханическим расчетам эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора для скважин с горизонтальным окончанием на Андреевском месторождении не должна превышать 1,55 г/см (таблица 2), чтобы не превысить давление гидроразрыва в стволе скважины.
Способ выбора бурового раствора в части определения его оптимальных реологических параметров предусматривает проведение гидравлического расчета процесса промывки скважины и анализ эквивалентной плотности раствора с учетом следующей информации:
- конструкция скважины с учетом кавернометрии;
- характеристики компоновки низа бурильной колонны;
- траектория скважины (зенитный угол и азимут);
- поровое давление и давление гидроразрыва;
- геотермический градиент;
- упругие свойства горных пород (модуль Юнга, к-т Пуассона);
- эффект эксцентриситета (отклонения) скважины;
- скорости движения инструмента в стволе скважины;
- реологические параметры бурового раствора: пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига.
Указанный гидравлический расчет производится по известным методикам, например, описанным в книге «Гидравлика бурения» Н. Маковей, «Недра», 1986 г.
Полученные результаты по выбору оптимальных реологических показателей бурового раствора в зависимости от зенитного угла скважины приведены в таблице 5.
Данные, приведенные в таблице 5, показывают, что согласно гидравлическим расчетам для указанной скважины с зенитным углом 60 градусов максимальное значение пластической вязкости составляет 120 сП, максимальное значение динамического напряжения сдвига - 125 дПа; для указанной же скважины с зенитным углом 90 градусов - 100 сП и 120 дПа соответственно. Если реологические показатели бурового раствора будут превышать указанные значения, то возникает высокая вероятность гидравлического разрыва пласта.
5. По результатам указанных испытаний для строительства проектной скважины выбирают тот буровой раствор, который, во-первых, обеспечивает сохранение прочностных свойств образцов керна на уровне исходного состояния, а во-вторых, его пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига не превышают максимальных значений этих показателей, установленных при гидравлическом расчете процесса промывки скважины.
Таким образом, для скважин с горизонтальным окончанием на Андреевском месторождении следует выбрать буровой раствор с верхним пределом пластической вязкости 100 сП, динамического напряжения сдвига - 120 дПа, т.к. выше указанных значений возникает высокая вероятность гидравлического разрыва пласта.
Неустойчивые породы в большинстве случаев представляют собой микротрещиноватые породы слоистой структуры, значительно снижающие свою устойчивость в результате эффекта расклинивания микротрещин под воздействием буровых растворов и их фильтратов. С целью минимизации данного процесса способ выбора бурового раствора предусматривает выбор комплекса микрокольматантов, обеспечивающих надежную кольматацию пор и микротрещин породы. Выбор комплекса микрокольматантов проводится на основе данных томографического исследования образцов керна неустойчивых отложений. Методика рентгеновской томографии основана на «просвечивании» контролируемого объекта (керна) рентгеновским излучением с получением изображения на детекторе.
По данным томографического исследования керн тиманского терригенного горизонта Андреевского месторождения характеризуется незначительным объемом пустотного пространства, представленного почти исключительно послойной трещиноватостью, ширина видимых внутренних трещин находится в диапазоне 5 -500 мкм. Таким образом, буровой раствор, используемый для вскрытия тиманских терригенных отложений Андреевского месторождения, должен содержать частицы, способные с целью учета анизотропии физических свойств пород кольматировать поры и микротрещины породы всего размерного ряда от 5 до 500 мкм. Желательно, чтобы комплекс микрокольматантов содержал частицы различной формы и различной химической природы, в том числе деформируемые, способные концентрироваться под действием перепада давления в фильтрационной корке бурового раствора и «изолировать» породу от передачи давления из скважины в поры и трещины пласта.
Таким образом, согласно предлагаемому способу тип и свойства бурового раствора для строительства скважин с горизонтальным окончанием на девонские отложения Андреевского месторождения следующие:
- тип бурового раствора: инвертно-эмульсионный с водной фазой, в максимальной степени насыщенной по ионам кальция (раствор 5 таблицы 3);
3
- эквивалентная плотность бурового раствора - 1,14-1,40 г/см (в зависимости от зенитного угла в скважине);
- верхний предел пластической вязкости - 100 сП, верхний предел динамического напряжения сдвига - 120 дПа;
- размерный ряд кольматирующих частиц: частицы различной формы и различной химической природы, в том числе деформируемые, диаметром от 5 до 500 мкм.
Буровой раствор, выбранный предлагаемым способом, полностью отвечает требованиям, установленным в результате построения геомеханической модели, а также в результате прямых испытаний по определению прочностных свойств на керновом материале.
Данный способ позволяет выбрать буровой раствор, обеспечивающий при условии соблюдения всех необходимых мероприятий по ограничению скорости спуско-подъемных операций и по контролю параметров бурового раствора, безаварийную проводку наклонных и горизонтальных скважин через неустойчивые отложения, в том числе, представленных не набухающими высоколитифицированными аргиллитами и глинистыми сланцами, характеризующимися пониженной прочностью.
18 декабря 2015 г.
Таблица 1 - Основные параметры для построения геомеханической модели
Примечание: MDT - Modular Formation Dynamics Tester (Schlumberger),
MFT - Compact™ Formation Pressure Tester (Weatherford),
AK - Акустический каротаж,
ГГКп Гамма-гамма плотностной каротаж,
ИК - Индукционный каротаж,
БК - Боковой каротаж
Таблица 2 - Необходимый диапазон плотности бурового раствора в зависимости от зенитного угла и прочности горных пород
Таблица 3 - Перечень БР, использованных при выборе предлагаемым способом
Таблица 4 - Результаты испытаний керна на одноосное сжатие
р
Примечание: К - коэффициент разупрочнения;
тр
С - степень снижения сил сцепления в матрице породы.
Таблица 5 - Выбор реологических показателей бурового раствора в зависимости от зенитного угла скважины