Способ определения пластового давления в процессе бурения разведочных скважин на нефть и газ

 

Изобретение относится к исследованиям скважин, в частности к способам определения пластового давления P_пл при поиске и разведке нефтяных и газовых месторождений. В процессе бурения работает система геолого-технологического контроля. Выделяют рапопроявляющие пласты-коллекторы. Записывают каротажную диаграмму и в качестве скоростной характеристики используют затраты времени на 1 м проходки. Находят на ней точки минимальных и максимальных значений затрат времени в выбранном интервале залегания пласта. Отбирают керн в кровле зоны аномального давления. Определяют предел текучести и рассчитывают P_пл по формуле P_пл= _т/2(1-m²/n²), где _т предел текучести горной породы, МПа; m - расстояние между точками перегиба от минимума к максимуму на диаграмме затрат времени на один метр проходки, м; n - расстояние между точками перегиба от максимума к минимуму на диаграмме затрат времени на 1 м проходки, м. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к исследованиям скважин, в частности к способам определения пластового давления при поиске и разведке нефтяных и газовых месторождений.

Известен способ определения пластового давления Р_пл в процессе бурения скважины [1] в котором при циркуляции промывочной жидкости создают нагрузки на долото и измеряют механическую скорость проходки долотом в заданном интервале скважины, при каждом цикле измеряют в пределах интервала проходки забойное давление, а величину Р_пл определяют по формуле: P_пл где P_i и P_i-1 значения забойного давления при проходке соответственно i-го и (i-1)-го интервалов; V_i и V_i-1 значения механической скорости проходки соответственно i-го и (i-1)-го интервалов.

Недостатком указанного способа является низкая достоверность величины Р_пл в пределах 50% обусловленная необходимостью проведения опытных работ в процессе бурения, а также влиянием на точность определения таких факторов, как сечение ствола скважины, параметры промывочной жидкости, параметры режима бурения и свойства горных пород.

Известен способ определения пластового давления в процессе бурения разведочных скважин на нефть и газ [2] состоящий из следующих операций: определение динамического давления на забое скважины Р_г, измерение величины крутящего момента до и после изменения механической скорости бурения через выбранные интервалы, согласование режимных параметров, при этом Р_пл определяют по следующей формуле: P_пл=P1+ln где Р_г динамическое давление на забое скважины, МПа; М₁ величина крутящего момента при бурении до изменения механической скорости бурения при замере величины крутящего момента, нм; М₂ величина крутящего момента при бурении после изменения механической скорости бурения при замере величины крутящего момента, нм.

Недостатком указанного способа является пониженная достоверность величины Р_пл, что обусловлено рядом причин: величина крутящего момента изменяется во времени и зависит от качества ствола скважин, свойств промывочной жидкости, параметров режима бурения, компоновки низа бурильной колонны, вследствие чего величину крутящего момента можно использовать только для качественной оценки. Кроме того Р_г определяется расчетным путем, а вышеуказанная зависимость не всегда правомерна, так как нормальный процесс бурения обеспечивается при следующем неравенстве: Р_г Р_пл.

Целью изобретения является повышение точности определения пластового давления в процессе бурения путем уменьшения влияния технологических и геологических помех.

Цель достигается тем, что в известном способе, включающем измерение скоростной и технической характеристик бурения в выбранных интервалах залегания пласта, записывают каротажную диаграмму, в качестве скоростной характеристики используют затраты времени на 1 м проходки, находят на ней точки минимальных и максимальных значений затрат времени в выбранном интервале залегания пласта, отбирают керн в кровле зоны аномального давления, определяют предел текучести и рассчитывают пластовое давление по формуле: P_пл 1 где _т предел текучести горной породы, МПа;
m расстояние между точками перегиба от минимума к максимуму на диаграмме затрат времени на 1 м проходки, м;
n расстояние между точками перегиба от максимума к минимуму на диаграмме затрат времени на 1 м проходки, м.

Наличие мощных гидрохимических осадков и межсолевых пропластков в разрезе обусловливают геологические осложнения, возникающие при бурении скважин, что приводит к авариям и даже к ликвидациям скважин.

К геологическим осложнениям относятся следующие процессы.

Сужение стволов скважин, которое чаще всего отмечается в глинистых межсолевых пропластках соляных куполов. Слабые прочностные характеристики этих пород и перенасыщенность водой ведет к выдавливанию их в скважину под действием горного давления в случае недостаточного противодавления на пласт. Это приводит к постоянным проработкам ствола скважин в интервале залегания глинистых отложений, затяжкам и прихватам бурильных инструментов. Сужение стволов скважин происходит за счет пластической деформации соленосной толщи. Этому способствуют такие факторы, как дефицит противодавления столба промывочной жидкости в сравнении с горным давлением, оказываемым на стенки скважины, особенно, если соленосная толща не закреплена трубами на большом интервале глубинного залегания. Пластическая деформация солей неодинакова по региональному площадному и глубинному залеганию ее в соленосном массиве, и подвижность ее зависит от химического состава, пластовой температуры, давления вышележащих пород и активности тектонических процессов.

Минерализация вод межсолевых пропластков различная и растет с глубиной от 200-9456 мг/л.

Водо-, рапопроявления являются наиболее опасным геологическим осложнением при строительстве скважин. Вся сложность борьбы с этим видом осложнения заключается в точном определении пластового давления.

Рапопроявления, в частности на Астраханском ГКМ, связаны с межсолевыми сульфатно-терригенными пропластками Иреньского горизонта, прослеживаемыми в основном на глубинах 2800-3800 м.

Наличие фактического материала по ликвидации осложнений позволило установить некоторые специфические особенности рапопроявлений на Астраханском ГКМ: рапопроявляющие пласты неоднородны и содержат значительное количество глинистого материала; пластовые давления близки к горным; дебиты рапы варьируют в пределах 1-1000 м³/сут, что обусловлено изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств пластов, неоднородностью их состава и различием в условиях залегания из-за проявления соляной тектоники.

Метод борьбы с рапопроявлением на истощение АВПД малоэффективен, так как скважина находится в длительном осложнении, к тому же дебит рапы при движении по стволу скважины изменяется в результате образования солевых пробок, так как с уменьшением температуры рапы соль выкристаллизовывается. При проработке стволов скважин в зоне рапопроявляющего пласта вновь происходит увеличение дебита до первоначального. Вторым направлением ликвидации рапопроявления является создание противодавления на пласт с помощью повышение плотности бурового раствора, но при этом следует поддерживать гидростатическое давление выше пластового не более 1-1,5 МПа, так как в разрезе встречаются наряду с рапопроявляющими пропластками пропластки поглощающих пластов. Поэтому более точное определение пластового давления в процессе бурения является основным и более надежным средством борьбы с водо-, рапопроявлением.

П р и м е р. В скважине N 405 Астраханского ГКМ в процессе бурения работает система геолого-технологического контроля "Геокомплекс". В интервале глубин 3607-3622 м выделяют два пласта-коллектора рапопроявляющих. Записывают каротажную диаграмму.

На чертеже представлена каротажная диаграмма затрат времени на 1 м проходки, где I, II пласты-коллекторы; m₁, m₂ расстояния между точками перегиба от минимума к максимуму, соответственно для I и II пластов, м; n₁, n₂ расстояния между точками от максимума к минимуму соответственно для I и II пластов, м.

Для I пласта 3607-3612 м. Определяют расстояние между точками перегиба: m₁ 1 м; n₁ 5 м.

Отбирают керн в кровле зоны аномального давления в интервале 3590-3605 м.

Определяют предел текучести горной породы на установке типа УИМК. Эта установка исследует механические свойства керна, изучает физические свойства пород при воздействии равномерного и неравномерного всестороннего сжатия при одновременном действии порового давления и высокой температуры.

_т 150 МПа
Рпл₂ 72 МПа
Замеряют давление глубинным монометром (Р_инстр) МГН-2. Оно составляет 73,64 МПа.

Определяют отклонение расчетного значения Рпл₂ от Р_инстр. Оно составляет 2,23%
Для II пласта 3612-3622 м.

Проводят все операции так, как указано для I пласта.

m₂ 1,5 м
n₂ 9,5 м
_т 150 МПа
Рпл₁ 73,13 МПа
Р_инстр. 73, 64 МПа
Отклонение расчетного значения Рпл₁ от Р_инстр. составляет 0,69%
Если при бурении вышеуказанного интервала использовать буровой раствор плотностью = 1770 кг/м³, предусмотренной проектом, получают рапопроявление. При плотности бурового раствора = 2140 кг/м³ получили поглощение. Используя предложенный метод определения пластового давления, можно сразу принять решение о повышении плотности бурового раствора до = 20 40-2080 кг/м³ и без осложнений и дополнительных затрат завершить строительство скважины.

В табл. 1 приведены данные по расчету Р_пл по прототипу и заявляемому способам на скважине N 314 Астраханского ГКМ, а также приведены отклонения расчетных значений этих данных от Р_инстр. Минимальное отклонение Р_пл по прототипу от Р_инстр составляет 50,33% максимальное 97,69% Минимальное отклонение Р_пл по заявляемому способу от Р_инстр 0,66% максимальное 4,92%
В табл. 2 приведены данные измерения пластового давления в филипповском горизонте, в нефтеносных проницаемых пластах на скважинах Астраханского ГКМ инструментальным методом и по заявляемому способу, причем отклонения Р_пл от Р_инстр колеблется в пределах 0,02-6,47%
Известны способы определения пластового давления в процессе бурения с целью получения информации о пластовом давлении: по величине перепада давления на глинистой корке, а именно по величине ее пористости, а Р_пл находят по сумме полученных значений перепада давления и значений давления в скважине;
по забойному давлению и расходу отбираемой продукции, измеренными при циркуляции промывочной жидкости с дополнительным измерением расхода закачиваемой промывочной жидкости.

Известны способы определения пластового давления с целью повышения точности определения: по графику d экспоненты; определения величины перепада давления на пласт по экстраполированной линии d экспоненты, регистрации механической скорости бурения, диаметра и числа оборотов долота, осевой нагрузки на долото, измерения забойного давления, предварительно в интервале глубин с известным пластовым давлением осуществляют одно и более долблений в однородных по литолической характеристике горных породах при различных, но не менее трех в каждом долблении, перепадах давления на пласт; по коэффициентам сжимаемости внутрипоровой воды и пористости исследуемого пласта, геостатическому давлению на исследуемой глубине, отбору образца исследуемого пласта, определению его объема в условиях поверхности земли и размещению в камере с меняющимся внешним давлением, определением объема образца; измеряют скорость распространения упругой волны в глинистом пласте и поровое давление в пласте-коллекторе на границе с глинистым пластом, внешнее давление на образец постоянно увеличивают и при каждом его новом значении определяют соответствующие объем образца и скорость распространения упругой волны в образце, поровое давление определяют по формуле (а.с.N 1532690, кл. Е 21 В 47/06, 1987),
Известен способ определения параметров низкопроницаемых пластов газовой залежи с целью повышения точности их определения с различными давлениями: по измерению температуры в пределах продуктивной толщины в скважине, работающей по затрубному пространству, после остановки скважины в ней снимают одно за другим два распределения температуры, по сопоставлению которых выделяют пласты с неизменной после остановки скважины температурой, замеряют температуру выхода газа из этих пластов на забой в работающей скважине, а параметры низкопроницаемых пластов определяют по формуле (а.с.N 1404644, кл. E 21 В 47/06, 17/10, 1986).

Использование заявляемого способа позволяет рассчитывать величину пластового давления, близкую к истинному его значению, а также исключает водо- и рапопроявление.

Процент ошибки Р_пл по заявляемому способу в 20-80 раз меньше, чем у прототипа.

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ, основанный на измерении режимных параметров бурения в выбранных интервалах залегания пласта и вычислении по ним пластового давления, отличающийся тем, что в качестве режимного параметра измеряют затраты времени на 1 м проходки, записывают каротажную диаграмму, находят на ней точки минимальных и максимальных значений затрат времени в выбранном интервале залегания пласта, определяют расстояния между точками перегиба от минимума к максимуму m и от максимума к минимуму n, затем отбирают керн в кровле аномального давления и определяют предел текучести горной породы _т, а пластовое давление P_пл вычисляют по формуле

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6