Исследование роста несущей способности околоствольной зоны скважины во время и после вскрытия ее бурением
А.Р. Деряев
Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан
Горная Промышленность №6 / 2024 стр. 173-177
Резюме: Цель – исследование несущей способности околоствольной зоны скважины во время и после вскрытия её бурением для оценки фактического состояния ствола в процессе бурения. Автор сделал прогноз количественного роста несущей способности открытого ствола скважины на основании результатов проведенных гидроиспытаний реальной скважины X1 Восточный Челекен (Туркменистан). При бурении этой скважины после спуска 324-миллиметровой промежуточной колонны на глубину 1793 м при дальнейшем углублении скважины были последовательно произведены 6 гидроопрессовок открытого ствола при достижении скважиной глубин 1950, 2236, 2677, 3409, 3760 и 4085 м. Со временем произошла кольматация и этих горизонтов, что и подтвердилось на глубине 4085 м, когда несущая способность ствола была восстановлена. Несущая способность околоствольной зоны скважины в «подбашмачной» зоне превысила расчётное давление теоретического гидроразрыва пород раствором более чем на 60 кг/см2. Рост несущей способности ствола составил 0,4509 кг/см2 в сутки для верхнекрасноцветных отложений. Автор признает тот факт, что подобные исследования были проведены только в одной скважине и на одной площади, что позволяет говорить о получении только предположительного количественного результата и для конкретной скважинной ситуации. Данная работа может быть использована в качестве методики при проведении последующих исследований. Автор считает, что на бурящихся скважинах на основании последовательного проведения исследовательских работ есть возможность прогнозирования динамики увеличения несущей способности околоствольной зоны скважин, которая может быть использована при оценке состояния ствола в процессе бурения последующих скважин на данной площади.
Ключевые слова: кольматация, гидроразрыв, горная порода, дисперсная фаза, гидроиспытание, сечение скважины, несущая способность скважины
Для цитирования: Деряев А.Р. Исследование роста несущей способности околоствольной зоны скважины во время и после вскрытия ее бурением. Горная промышленность. 2024;(6):173–177. https://doi.org/10.30686/1609-9192-2024-6-173-177
Информация о статье
Поступила в редакцию: 29.10.2024
Поступила после рецензирования: 18.11.2024
Принята к публикации: 22.11.2024
Информация об авторе
Аннагулы Реджепович Деряев – доктор технических наук, главный научный сотрудник, Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз», г. Ашгабат, Туркменистан; e-mail: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.
Введение
При вскрытии скважиной пластов горных пород в них неизбежно происходит нарушение природного равновесия и изменение характеристик отдельных фаз и компонентов исходной природной пластовой системы в пространстве и времени. В первую очередь это касается баланса давлений, изменения температурного баланса и кольматации околоствольной зоны скважины проникающей с фильтратом дисперсной фазой промывочной жидкости. Пространственно-временное и компонентное разделение промывочной жидкости в результате фильтрационных и массообменных (осмотических) процессов приводит к возникновению в околоствольной зоне скважины динамической системы зон с различными физическими свойствами (рис. 1).
Рис. 1 Строение околоствольной зоны скважины: 1 − стенки скважины; 2 − глинистая корка; 3 − зона кольматации; 4 − промытая зона; 5 − зона внедрения фильтрата; 6 − околоствольная зона скважины
Fig. 1 Structure of the near-wall zone of the borehole: 1 − borehole walls; 2 − clay crust; 3 − wall packing zone; 4 − washed zone; 5 − filtrate injection zone; 6 − near-wall zone of the borehole
Дисперсная фаза промывочной жидкости приводит к образованию на стенках скважины 1 глинистой корки 2, а проникая в околоствольную зону скважины 6, образует зону кольматации 3. В процессе продолжающегося вытеснения фильтратом бурового раствора пластовых флюидов из проницаемых пластов со временем образуется промытая зона 4 и зона внедрения (проникновения) фильтрата 5. В открытом стволе скважины процесс проникновения фильтрата в околоствольную зону идёт непрерывно, хотя и замедляется со временем [1]. По мере углубления скважины, как правило, ступенчато повышается плотность промывочной жидкости, что приводит к увеличению дифференциального давления в системе «скважина − пласт», что, в свою очередь, способствует продолжению проникновения фильтрата. После крепления скважины обсадной колонной этот процесс прекращается, зона проникновения фильтрата размывается. Однако полного восстановления природного равновесия в околоствольной зоне не происходит и вокруг ствола скважины возникает зона необратимых изменений физических свойств пласта [2; 3].
Проникновение фильтрата промывочной жидкости в пласт и кольматация его порового пространства дисперсной фазой промывочной жидкости существенно изменяют физические свойства пласта в околоствольной зоне и в особенности проницаемость, а также увеличивают несущую способность пласта [4]. Под несущей способностью в данном случае понимается способность пласта противодействовать гидростатическому и гидродинамическому давлению со стороны скважины.
Для определения величины несущей способности открытого ствола при бурении скважин проводят гидроиспытания [5; 6]. В настоящее время практикуется два вида гидродинамических исследований скважин:
– гидроопрессовка открытого ствола скважины на давление, эквивалентное максимальной плотности промывочной жидкости при бурении под последующую обсадную колонну;
– гидроопрессовка открытого ствола скважины на давление, соответствующее давлению раскрытия трещин в наиболее слабом сечении скважины.
В последнем случае в загерметизированной скважине постепенно повышается избыточное давление с фиксацией его роста каждые 30 с. Если при постоянной подаче насосного агрегата давление в течение 90 с не увеличивается, т.е. три последние точки замера лежат на горизонтальной прямой, значит давление в скважине достигло величины давления раскрытия трещин пласта в наиболее слабом сечении скважины.
После достижения в скважине давления раскрытия трещин пласта нагнетание промывочной жидкости прекращается и фиксируется восстановление давления до его стабилизации (кривая восстановления давления). Восстановленное избыточное давление является величиной несущей способности открытого ствола. На рис. 2 приведен классический график гидроопрессовки открытого ствола скважины.
Рис. 2 Гидроопрессовка открытого ствола по скважине Y1 месторождения Северный Готурдепе
Fig. 2 The hydraulic pressure tests in the open walls of borehole Y1 at the North Goturdepe field
В настоящее время на практике в Туркменистане для описания расчётной величины гидроразрыва пород используются три основные формулы:
(1)
(2)
(3)
где Ргрв – давление гидроразрыва пород водой, кг/см2; Ргрр – давление гидроразрыва пород раствором, кг/см2; Н – глубина скважины, м; Рпл – пластовое давление, кг/см2.
Результаты
Из практики бурения скважин в Западной части Туркменистана известно, что часто фактическая несущая способность открытого ствола оказывается выше расчётной величины гидроразрыва пород [7; 8]. Известно также, что глинистые пласты, особенно красноцветных отложений, практически не подвержены гидроразрыву. Несущая способность открытых стволов, по-видимому, увеличивается за счёт кольматации проницаемых литологических разностей разреза. Как было сказано выше, процесс проникновения фильтрата промывочной жидкости происходит непрерывно и, следовательно, постоянно увеличивается зона проникновения фильтрата и зона кольматации. По мере увеличения зоны кольматации и её уплотнения происходит естественное увеличение несущей способности открытых стволов [9; 10].
Однако в настоящее время нет данных о величине количественного роста несущей способности открытых стволов во временном интервале с момента вскрытия пласта и до перекрытия вскрытого разреза обсадной колонной [11–13]. Автор попытался сделать прогноз количественного роста несущей способности открытого ствола скважины на основании результатов проведённых гидроиспытаний реальной скважины X1 Восточный Челекен.
При бурении этой скважины после спуска 324-миллиметровой промежуточной колонны на глубину 1793 м при дальнейшем углублении скважины были последовательно произведены 6 гидроопрессовок открытого ствола при достижении скважиной глубин 1950, 2236, 2677, 3409, 3760 и 4085 м (рис. 3).
Рис. 3 Сводная диаграмма гидродинамических испытаний ствола скважины X1 месторождения Восточный Челекен, Туркменистан
Fig. 3 A summary diagram of hydrodynamic testing of borehole X1 at the East Cheleken field, Turkmenistan
Разрез скважины в интервале от «башмака» первой промежуточной колонны до глубины проведения первой гидроопрессовки (1950 м) представлен переслаиванием глинистых и песчаных пластов.
Исходя из условия что наиболее слабым сечением во вскрытом скважиной разрезе является «подбашмачная» зона на глубине 1793 м, определим расчётную величину гидроразрыва пород в этой зоне. Рассчитаем также величину репрессии на «подбашмачную» зону в момент вскрытия и при проведении последовательных гидроопрессовок на растворах разной плотности, и величину роста несущей способности открытого ствола скважины в наиболее слабом сечении (табл.1).
Таблица 1 Результаты, полученные при проведении последовательных гидроопрессовок открытого ствола скважины X1 месторождения Восточный Челекен
Table 1 The results obtained during successive hydraulic pressure tests of the open walls of borehole X1 at the East Cheleken field
Между первой и последней гидроопрессовкой лежит временной интервал в 230 сут. Данные таблицы свидетельствуют об устойчивом росте несущей способности открытого ствола скважины в «подбашмачной» зоне. Некоторое уменьшение значений во время четвертой и пятой гидроопрессовок связано с вскрытием скважиной проницаемых водонасыщенных горизонтов верхнего красноцвета в интервале 2677−2900 м.
Со временем произошла кольматация и этих горизонтов, что и подтвердилось при проведении последней гидроопрессовки на глубине 4085 м, когда несущая способность ствола была восстановлена. При этом несущая способность околоствольной зоны скважины в «подбашмачной» зоне превысила расчётное давление теоретического гидроразрыва пород раствором, рассчитанное по формулам (1) и (2), более чем на 60 кг/см2.
Рис. 4 Рост несущей способности открытого ствола в скважине X1 месторождения Восточный Челекен, Туркменистан
Fig. 4 Growth of bearing capacity of open hole in well X1 of East Cheleken field, Turkmenistan
График роста несущей способности ствола в масштабе времени (рис. 4) показывает, что четыре точки лежат на одной линии. Это позволяет сделать вывод о достоверности полученных данных.
Зная временной интервал проведения гидроиспытаний, можно рассчитать количественный рост несущей способности ствола для реальной скважины. Для скважины X1 месторождения Восточный Челекен этот рост составил 0,4509 кг/см2 в сутки для верхнекрасноцветных отложений. Автор признает тот факт, что подобные исследования были проведены только в одной скважине и на одной площади, что позволяет говорить о получении только предположительного количественного результата и для конкретной скважинной ситуации.
Знание количественной величины несущей способности ствола скважины необходимо в первую очередь для расчёта допустимых, не вызывающих гидроразрыва пород, устьевых давлений при возникновении возможных нефтегазоводопроявлений [14].
Выводы
Таким образом, автор считает, что на бурящихся скважинах на основании последовательного проведения исследовательских работ есть возможность прогнозирования динамики увеличения несущей способности околоствольной зоны скважин, которая может быть использована при оценке состояния ствола в процессе бурения последующих скважин на данной площади.
Учитывая, что знание динамики изменения несущей способности ствола скважины имеет очень важное значение при проводке скважин в сложных условиях аномально высокого пластового давления Западной части Туркменистана, рекомендуется провести подобные исследования на других площадях при проводке разведочных скважин и ряда глубоких эксплуатационных скважин.
Данная работа может быть использована в качестве методики при проведении последующих исследований.
Список литературы
1. Аксельрод С.М. Интегрированные геофизические исследования в процессе бурения с целью прогноза порового давления и геологического разреза впереди долота (по материалам зарубежных публикаций). Каротажник. 2017;(1):69–104. Akselrod S.M. Integral logging while drilling to forecast pore pressure and geologic characteristics of the rock in front of the bit (based on foreign publications). Karotazhnik. 2017;(1):69–104. (In Russ.)
2. Казымов Ш.П. Повышение нефтеотдачи в обводненных и трудноизвлекаемых коллекторах. SOCAR Proceedings. 2022;(1):89–93. Kazymov Sh.P. Enhanced oil recovery in water cut and hard-to-recover reservoirs. SOCAR Proceedings. 2022;(1):89–93. (In Russ.)
3. Андреев А.В., Мухаметшин В.Ш., Котенев Ю.А. Прогнозирование продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами. SOCAR Proceedings. 2016;(3):40–45. Andreev A.V., Mukhametshin V.Sh., Kotenev Yu.A. Deposit productivity forecast in carbonatereservoirs with hard to recover reserves. SOCAR Proceedings. 2016;(3):40–45. (In Russ.)
4. Хузина Л.Б., Шайхутдинова А.Ф., Кязимов Э.А. К вопросу исследования вибрационного устройства для предупреждения прихватов при строительстве нефтяных и газовых скважин. Scientific Petroleum. 2023;(1):32–42. https://doi.org/10.53404/Sci.Petro.20230100038 Khuzina L.B., Shaykhutdinov A.F., Kazimov E.A. To the question of the study of a vibration device to eliminate seizures during the construction of oil and gas wells. Scientific Petroleum. 2023;(1):32–42. (In Russ.) https://doi.org/10.53404/Sci.Petro.20230100038
5. Александров Б.Л., Моллаев З.Х., Шилов Г.Я. Повышение эффективности геологоразведочных работ и снижение геологических рисков при поисках нефти и газа на территории Сибири и арктического шельфа. Нефтяное хозяйство. 2018;(3):8–12. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-3-8-12 Aleksandrov B.L., Mollaev Z.H., Shilov G.I. Enhancement of geological exploration efficiency and its risk mitigation during on the territory of Siberia and Arctic shelf. Oil Industry. 2018;(3):8–12. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-3-8-12
6. Исламов А.И., Фасхутдинов Р.Р., Колупаев Д.Ю., Верещагин С.А. О механизмах возникновения зон с аномально высоким пластовым давлением и методах их прогнозирования в неразрабатываемых пластах на примере Приобского месторождения. Нефтяное хозяйство. 2018;(10):54–59. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-54-59 Islamov A.I., Faskhutdinov R.R., Kolupaev D.Yu., Vereschagin S.A. On the mechanisms of the formation of zones with abnormally high rock pressure and methods for predicting them in undeveloped rock systems, Priobskoye field case study. Oil Industry. 2018;(10):54–59. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2018-10-54-59
7. Deryaev A.R. Features of the construction of directed deep wells in Turkmenistan. Italian Journal of Engineering geology and environment. 2024; (1) 35-47. DOI:https://10.4808/IJEGE.2024-01.O-03.
8. Deryaev A.R. Drilling of direçtional wells in the fields of Western Turkmenistan. Grassroots Journal of Natural Resources. 2024; V.7 (2); 347-369. Doi: https://doi.org/10.33002/nr2581.6853/070218.
9. Аббасов О.Р., Алиев А.А., Агаев А.М., Худузаде А., Хасанов Е. Минералогия, геохимия и особенности палеовыветривания горючих сланцев палеоген-миценовых отложений Азербайджана. SOCAR Proceedings. 2022;(1):24–36. https://doi.org/10.5510/OGP20220100625 Abbasov O.R., Aliyev A.A., Agayev A.M., Khuduzade A., Hasanov E. Mineralogy, geochemistry and paleoweathering characteristics of Paleogene-Miocene oil shales in Azerbaijan. SOCAR Proceedings. 2022;(1):24–36. (In Russ.) https://doi.org/10.5510/OGP20220100625
10. Поспелков М.С., Трусов А.И. Оперативная оценка аномально высоких пластовых давлений на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона. Каротажник. 2017;(11):126–133. Pospelkov M.S., Trusov A.I. Fast estimation of abnormally high formation pressures in the fields of Nadym-Pur-Taz region. Karotazhnik. 2017;(11):126–133. (In Russ.)
11. Чижов А.П., Мухаметшин В.В., Андреев В.Е. и др. Геомеханические аспекты совершенствования бурения скважин в сложных горнотехнических условиях. SOCAR Proceedings. 2022;(SP1):1–8. Chizhov A.P., Mukhametshin V.V., Andreev V.E. et al. Geomechanical aspects of improving well drilling in difficult mining conditions. SOCAR Proceedings. 2022;(SP1):1–8. (In Russ.)
12. Рачкевыч Р.В., Чудык И.И., Рачкевыч И.А., Аль-Танакчи А. Анализ напряженно-деформированного состояния участка бурильной колонны в интервале скважины с каверной. SOCAR Proceedings. 2022;(SP2):1–8. Rachkevych R.V., Chudyk I.I., Rachkevych I.A., Al-Tanakchi A. Application of fuzzy logic for risk assessment of investment projects. SOCAR Proceedings. 2022;(SP2):1–8. (In Russ.)
13. Peng C., Pang J., Fu J., Cao Q., Zhang J., Li Q. et al. Predicting rate of penetration in ultra-deep wells based on deep learning method. Arabian Journal for Science and Engineering. 2023;48(12):16753–16768.
14. Деряев А.Р. Прогноз дальнейшей перспективы бурения сверхглубоких скважин в сложных горно-геологических условиях западного Туркменистана. SOCAR Proceedings. 2023;(2):13–21. Deryaev A.R. Forecast of the future prospects of drilling ultra-deep wells in difficult mining and geological conditions of Western Turkmenistan. SOCAR Proceedings. 2023;(2):13–21. (In Russ.)
