Способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами
METHOD FOR OPENING HIGH-PRESSURE FORMATIONS SATURATED WITH STRONG BRINES

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа, в частности, к способам вскрытия и крепления высоконапорных продуктивных пластов.
3
3
По данным геологоразведочных работ на нефть и газ на территории Сибирской платформы строительство скважин всех назначений (параметрические, поисковые и разведочные, эксплуатационные) на углеводороды (УВ), промышленные рассолы (рапа) характеризуется сложными геолого-техническими условиями их проводки [Аварийные ситуации в бурении на нефть и газ // Заливин В.Г., Вахромеев А.Г. - Учебное пособие. - М. Вологда: Изд-во Инфра-Инженерия, 2018 - 500 с.; Белонин М.Д., Славин В.И., Чилингар Д.В. Аномально высокие пластовые давления. Происхождение, прогноз, проблемы освоения залежей углеводородов / Под ред. доктора геол. - минерал, наук Н.С. Окновой. - СПб.: Недра, 2005. - 324 с. и др.; Боревский Л.В. Анализ влияния физических деформаций коллекторов на оценку экспл. запасов подземных вод в глубоких водоносных горизонтах // Методы изучения и оценка ресурсов глубоких подземных вод // Под ред. Бондаренко С.С., Вартаняна Г.С. - М.: Недра, 1986. - 479 с.]. Высокие дебиты рапопроявлений и аномально высокое пластовое давление (АВПД) серьезно осложняют бурение и испытание продуктивных скважин [Близнюков В.Ю. Научные основы управления разработкой рациональных конструкций глубоких и сверхглубоких скважин в сложных горно-геологических условиях: диссертация доктора технических наук: 25.00.15 - Краснодар, 2007. - 529 с. и др.]. Аномально высокие пластовые давления (АВПД) с градиентом 2,35 и более типичны для флюидных (нефть, газ, рапа) систем в карбонатных коллекторах средней части глубин 1300-2200 м осадочного чехла на юге Сибирской платформы. Неожиданное вскрытие скважинами трещинно-жильных зон приводит к аварийному фонтанированию рапой, рапогазовой смесью с дебитами до 7000 м, или пластовой (разгазированой) нефтью. Устьевые давления на устье закрытой скважины, вскрывшей пласт-коллектор с АВПД и заполненной рассолом-рапой плотностью 1410-1450 кг/м достигают 16,2-18,7 МПа. Дополнительной проблемой является процесс деформации проницаемой трещинной системы при изменении геомеханических условий, например, в призабойной зоне скважины при создании переменных давлений (репрессии-депрессии) на флюидонапорную систему продуктивного пласта-коллектора.
Способ включает бурение и крепление ствола скважины до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса с использованием оборудования для бурения с регулируемым давлением, углубление на 100-150 м на равновесных условиях с высоконапорным пластом, создание межпластового перетока путем повышения устьевого давления для создания условий гидроразрыва нижележащих пластов, дальнейшее углубление скважины до проектного забоя при полном поглощении в условиях межпластового перетока при отсутствии избыточных устьевых давлений, крепление скважины обсадной колонной, ее цементирование встречной заливкой до зоны поглощения, затем цементирование прямой заливкой с изоляцией зоны поглощения и дальнейшее бурение скважины на залегающий ниже по разрезу целевой пласт с углеводородным насыщением (УВ).
В данном случае полностью исключается поступление концентрированного рассола (рапы) на устье скважины. Благодаря этому, в том числе снижаются риски для персонала буровой.
Известен способ обеспечения безопасности буровых работ при вскрытии высоконапорных пластов, состоящий в использовании для профилактики фонтанного выброса специальных утяжеленных буровых растворов [Калинин А.Г., Левицкий А.З. Технология бурения разведочных скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые. - М.: Недра, 1988. - с. 98-99. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. - М.: Недра, 1984. - 317 с.]. Для их приготовления необходимы дорогостоящие и дефицитные реагенты: бромиды и нитраты поливалентных металлов, биополисахариды, гидроксиэтилированные производные целлюлозы и многоатомных спиртов, барит, целестин, гематит, галенит и др.
Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурового раствора, большие сложности в его приготовлении и поддержании необходимых технологических параметров в условиях поступления концентрированного рассола из высоконапорного пласта и незастрахованность проводимых работ от спонтанных выбросов и разлива пластового флюида по земной поверхности в тех случаях, когда плотность бурового раствора не обеспечивает превышение гидростатического давления над пластовым. Завоз утяжелителей в количестве 400-600 т на скважину и хранение тяжелого бурового раствора крайне затратны. Дополнительной проблемой является сложность и длительные затраты по времени при утяжелении бурового раствора свыше плотности 1,9-2,1 г/см3, связанные с выпадением утяжелителя (магнетит, барит и др.) в процессе обработки бурового раствора (концентрация утяжелителя близка к предельным значениям).
Известен способ вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами (Патент РФ 2365735, МПК Е21В 21/08, 2007 г.). Он предполагает вскрытие высоконапорного пласта с одновременной утилизацией рассола в поглощающий пласт за предыдущей обсадной колонной. Тем самым, избыточное давление и высокий дебит проявления разряжается и достигается технологическая возможность первичного вскрытия и бурения по высоконапорному пласту с целью его последующего освоения и добычи рассола для переработки на поверхности земли с извлечением брома, лития, магния и других ценных элементов и соединений. Указанный способ разработан с целью скважинной добычи высоконапорных рассолов как самостоятельного гидроминерального сырья.
Данный способ имеет один существенный недостаток, а именно не учитывает необходимость снижения интенсивности проявления рассолов и крепления обсадной колонной высоконапорного продуктивного пласта в условиях высокодебитного проявления крепких рассолов. Без проведения данной операции невозможно продолжение дальнейшего бурения скважины на нижележащие по геологическому разрезу УВ-горизонты с задачей вскрытия и испытания продуктивного нефтегазоносного пласта.
Наиболее близким способом является способ строительства скважины в осложненных условиях (Патент РФ №2630519, МПК Е21В 21/08, Е21В 43/10, Е21В 33/14, 2016 г.). Данный способ принят за прототип. В данном способе предлагается вариант создания в призабойной зоне скважины фильтрационной завесы, путем закачек рассола и магнезиально-фосфатного тампонажного раствора в проявляющий пласт.
3
3
Данный способ имеет существенный недостаток, а именно требует смены компоновки низа бурильной колонны для проведения работ по изоляции проявляющего пласта. При больших дебитах (более 2000 м/сут) подъем инструмента не возможен. Это технологически требует проведения работ по глушению скважины буровым раствором плотностью 2,4 г/см и более. Создание необходимой плотности бурового раствора не всегда возможно в условиях автономности объектов работ.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка алгоритма (последовательности операций) в цикле бурения и крепления скважины с целью перекрытия фонтанирующего высоконапорного пласта обсадной колонной, который обеспечит возможность продолжения дальнейшего бурения скважины и в дальнейшем - исследования нижележащего продуктивного углеводородного пласта или добычи нефти и газа из нижележащих пластов.
Сущность предлагаемого изобретения - бурение скважины с регулируемым давлением по высоконапорному пласту с созданием избыточного устьевого давления, углубление скважины, создание межпластового перетока в нижележащие пласты путем повышения избыточного устьевого давления, бурение в условиях межпластового перетока без избыточных устьевых давлений и без поступления высокоминерализованного рассола на устье скважины и дальнейшее крепление высоконапорного пласта и зоны поглощения обсадной колонной повышенной прочности (с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов).
Технический результат - доведение скважины до проектного забоя и обеспечение безаварийной добычи нефти и газа.
3
3
Технический результат достигается предлагаемым способом вскрытия высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами, включающим бурение и крепление ствола скважины обсадной колонной до кровли высоконапорного пласта, вскрытие бурением высоконапорных пластов с использованием мер противофонтанного выброса, отличающимся тем, что бурение ведут с регулируемым давлением на равновесии с пластовым давлением высоконапорного пласта через создание избыточного устьевого давления, далее производят углубление скважины на 100-150 м, затем создают межпластовый переток через повышение устьевого давления до давления утечки в естественные трещины и дальнейшего повышения забойного давления для создания искусственных трещин гидроразрыва в нижележащем пласте, далее ведут дальнейшее углубление скважины до проектного забоя при полном поглощении в условиях межпластового перетока из рапопроявляющего в поглощающий пласт при отсутствии избыточных устьевых давлений с периодическим дополнительным доливом в затрубное пространство утяжеленным буровым раствором 1-2 м/ч, далее выполняют спуск в скважину обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов, с периодическим дополнительным доливом в затрубное пространство утяжеленным буровым раствором 1-2 м/ч, при этом ее крепление выполняют цементированием встречной заливкой с перекрытием зоны высоконапорного пласта до зоны поглощения, затем выполняют цементирование прямой заливкой с изоляцией зоны поглощения, после чего продолжают бурение скважины на нижележащий целевой пласт с углеводородным насыщением.
При этом производится спуск обсадной колонны с прочностными характеристиками на смятие, превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов. Цементирование обсадной колонны производится тяжелым цементным раствором и магнезиально-фосфатным тампонажным раствором (МФТР) [Применение магнезиальных цементов при креплении глубоких нефтяных и газовых скважин / Г.М. Толкачев, А.С. Козлов, А.В. Анисимова, А.М. Пастухов // Сборник научных трудов SWorld. - 2013. - Iss. 3, т. 14. Технические науки. - С. 28-34] из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. При этом опрессовку обсадной колонны производят не ранее, чем через 3 суток после цементирования.
Предлагаемый способ содержит техническое решение по бурению через зону высоконапорного пласта, насыщенного крепкими рассолами и природным газом. Основным техническим решением является создание межпластового перетока при бурении в интервале открытого ствола скважины. После вскрытия высоконапорного пласта при бурении с регулируемым давлением на устье для бурения на равновесии (недопущения притока из пласта) необходимо создание избыточного давления. При дальнейшем углублении с избыточном давлением на нижележащие пласты с нормальным поровым давлением, близким к гидростатическому, будет оказывать влияние забойное давление, близкое к давлению гидроразрыва данных пластов. График давлений по разрезу скважины представлен на фиг. 1. Таким образом, при дальнейшем углублении гидроразрыв нижележащих пластов наступает либо самопроизвольно, либо через создание дополнительных избыточных давлений на устье. С этого момента в скважине начинается межпластовый переток из рапопроявляющего пласта в поглощающий. Так как в нижележащем пласте давление приемистости будет всегда меньше пластового давления в высоконапорном пласте, давление на устье снижается. Статический уровень падает на определенную глубину и на ней устанавливается. В процессе дальнейшего углубления с полным поглощением (весь закачиваемый раствор и рапа из АВПД-пласта будет уходить в зону поглощения) необходим периодический долив в затрубное пространство скважины для поддержания статического уровня. Процесс углубления скважины в условиях межпластового перетока и полного поглощения не отличается от стандартного бурения с полным поглощением, так как на устье будет отсутствовать избыточное давление. Все избыточное давление высоконапорного пласта будет сбрасываться в поглощающий пласт. Здесь очень важно правильно подобрать плотность бурового раствора, обеспечивающего роль гидрозатвора по затрубному пространству при создании межпластового перетока. Плотность раствора должна обеспечивать противодавление на поглощающий пласт большее, чем значение давления приемистости поглощающего пласта. Тогда величина давления в системе межпластового перетока всегда будет меньше, чем величина забойного давления бурового раствора в затрубном пространстве, что обеспечивает отсутствие избыточных устьевых давлений и дальнейшее безопасное проведение работ по скважине.
3
Основной проблемой для продолжения бурения скважины без межпластового перетока является низкие градиенты гидроразрыва нижележащих пород. После вскрытия высоконапорного пласта как продолжение углубления с регулируемым избыточным давлением, так и бурение на тяжелых буровых растворах плотностью более 2400 кг/м практически всегда приводит к самопроизвольному гидроразрыву слабых нижележащих пород. Спуск обсадной колонны сразу после вскрытия высоконапорного пласта также может не обеспечить требуемых результатов по доведению скважины до проектного забоя, так как по фактическим данным бурения на юге Сибирской платформы по разрезу межсолевых каверново-трещинных высоконапорных пластов может быть несколько в интервалах 500-700 м (большой интервал обуславливается тем, что высокие напоры имеют связь с соляной тектоникой в регионе проведения работ, соленосные толщи достигают 1000 и более метров). Перекрытие каждого высоконапорного пласта обсадной колонной существенно утяжелит конструкцию скважины и увеличит капитальные затраты на строительство.
Дополнительным техническим решением после спуска обсадной колонны повышенной прочности является ее крепление сначала встречным цементированием, а затем прямым. Встречное цементирование проводится с перекрытием зоны высоконапорного пласта. Прямое цементирование с перекрытием поглощающего пласта. В случае обратного порядка цементирования существует риск изоляции поглощающего пласта прямым цементированием, при этом в связи с ликвидацией поглощающей зоны высоконапорный пласт начнет создавать избыточное давление на устье, что существенно усложняет проведение встречного цементирования или может сделать его невозможным.
3
Преимуществом данного способа также является отсутствие необходимости готовить буровой раствор для глушения более 2400 кг/м, так как бурение и спуск колонны осуществляется в условиях межпластового перетока без наличия избыточных давлений на устье. Данные условия позволяют производить спуско-подъемные операции по скважине без дополнительного глушения, только необходимо осуществлять периодический дополнительный долив буровым раствором в затрубное пространство.
Для бурения потребуется стандартный комплект оборудования для бурения с регулируемым давлением, такой как: вращающийся превентор, дополнительный блок дросселирования, сепаратор, факельный отвод и т.д.
Бурение и крепление в условиях фонтанирующих высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами, является сложнейшим с технологической точки зрения процессом. Сложности возникают как в процессе бурения (постоянные проявления рассолов с большим дебитом фонтанирования), так и после крепления данного интервала обсадной колонной (смятие колонны). Количество скважин, недоведенных до проектного забоя вследствие сложных горно-геологических условий в средней части осадочного чехла в контурах месторождения УВ, может идти на десятки. Заявленный способ позволяет обеспечить требуемый результат -доведение скважины до проектного забоя, дальнейшая безаварийная добыча нефти и газа.
ПРИМЕР
В качестве примера показаны типичные условия при вскрытии бурением высоконапорных пластов, насыщенных крепкими рассолами на одном из нефтегазоконденсатных месторождений Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.
Глубина спуска предыдущей обсадной колонны 324 мм - 1600 м.
Глубина высоконапорного пласта - 1650 м.
3
Давление в высоконапорном пласте - 40 МПа (градиент пластового давления 0,242 МПа на 10 м), фонтанирующий дебит при вскрытии - 5000 м/сутки.
3
Плотность утяжеленного бурового раствора перед вскрытием зоны аномально высокого пластового давления - 1900 кг/м.
3
При бурении с регулируемым давлением на глубине 1650 м (схематическое изображение скважины представлено на фиг. 2) вскрыт продуктивный пласт (1). Устьевое давление выросло до 4,6 МПа. При вымыве забойной пачки зафиксировано поступление высокоминерализованного раствора в ствол скважины (плотность 1360 кг/м) с увеличением газопоказаний до 5%.
3
Далее продолжено бурение до глубины 1750 м с регулируемым давлением с противодавлением на устье 4,6-5 МПа. Наблюдалось поглощение до 2-3 м/ч. Поступление высокоминерализованного рассола в скважину не зафиксировано.
На глубине 1700 м устьевое давление было увеличено до 6 МПа, произошло резкое падение устьевого давления до 0, зафиксировано полное поглощение (зона поглощения (2)). Статический уровень упал до глубины 50 м (давление приемистости поглощающего пласта составляет 31,7 МПа). В скважине начался межпластовый переток.
3
3
3
3
Бурение продолжается с регулируемым давлением до глубины 2100 м без избыточных устьевых давлений с полным поглощением (можно использовать буровой раствор (3) плотностью 1050-1100 кг/м, так как он уходит в зону поглощения) с периодическим доливом скважины по затрубному пространству утяжеленным буровым раствором (4) плотностью 1900 кг/м 1-2 м/ч. Приготовление бурового раствора плотностью 1050-1100 кг/м на пополнение можно вести оперативно с забором воды из наземных и подземных источников. Низкая плотность бурового раствора обеспечивает оперативность приготовления. Возможно также использовать рапу из этой же скважины в качестве промывочной жидкости с предварительным ее набором в шламовый амбар или рапонакопитель для дальнейшего бурения с полным поглощением для закачки по трубному пространству.
Рапа (5) из проявляющего пласта поступает в поглощающий пласт во время бурения скважины путем вращения бурильной колонны (6) с долотом.
3
3
3
3
3
3
Далее осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны (с периодическим дополнительным доливом 1-2 м/ч утяжеленным буровым раствором) и спуск обсадной колонны (с периодическим дополнительным доливом 1-2 м/ч утяжеленным буровым раствором) с прочностными характеристиками (обсадная колонная 244,5 мм, толщина стенки 13,8 мм, марка стали М), превышающими пластовое давление в интервале проявления крепких рассолов (коэффициент аномальности может достигать 2,42 и более). Возможна также установка упрочненной секции обсадной колонны 244,5 мм (13,8 мм, М) в интервале высоконапорного пласта с перекрытием предыдущий колонны на 250-300 м. Сначала производится встречное цементирование (по объему с перекрытием высоконапорного пласта) тяжелым цементным раствором плотностью 2470 кг/м и МФТР плотностью 1900 кг/м из расчета превышения гидростатического давления цементного раствора над давлением в проявляющем пласте. Превышение давления также может быть сформировано за счет цементировочного агрегата ЦА-320. Затем производится прямое цементирование для изоляции зоны поглощения. (Встречное цементирование также возможно делать цементным раствором плотностью 1900 кг/м, так как скважина находится на «балансе» на буровом растворе плотностью 1900 кг/м. Во время ожидания затвердевания цементного раствора необходимо производить наблюдение за устьевыми давлениями). Опрессовку обсадной колонны после цементирования производят не ранее, чем через 3 суток после цементирования. Далее продолжают бурение по целевому нефтяному или газовому пласту.