Аномально низкое пластовое давление газовых скважин

Аномально низкое пластовое давление газовых скважин

Казахстанско-Британский технический университет, Казахстан

Проводка скважин в условиях аномально низких пластовых давлений

Анализ современного состояния бурения нефтяных и газовых скважин показывает, что одной из актуальных проблем при их проводке на действующих месторождениях является проблема аномально низких пластовых давлений, и, как следствие этого, проблема снижения гидравлического давления на забой и стенки скважины. Необходимость снижения гидравлического давления возникает как при бурении, так и при заканчивании скважины.

Вместе с тем, имеется целый ряд нерешенных вопросов по данной проблеме, которые сдерживают дальнейшую интенсификацию процесса проводки скважин на нефть и газ в условиях низких пластовых давлений.

Подавляющее большинство скважин в настоящее время бурится с большой репрессией на вскрываемые пласты и забой скважины. Это приводит к закупорке продуктивных горизонтов дисперсной фазой бурового раствора в приствольной зоне скважины, резкому снижению показателей работы буровых долот, возникновению поглощения бурового раствора в процессе бурения и спускоподъемных операций. При цементировании обсадных колонн в условиях низких градиентов пластовых давлений и аномально низких пластовых давлений происходит поглощение цементного раствора и недоподъем его в затрубном пространстве на необходимую высоту.

В условиях месторождений Южного Мангышлака (Узень, Жетыбай и др.) пластовое давление в большинстве случаев находится на уровне гидростатического давления с небольшим отклонением в ту или другую сторону. Большинство скважин бурится при репрессии на вскрываемые пласты от 2,0 МПа на глубине 1100м до 5,0-6,0 МПа на глубинах 2000-2200 м. это приводит к значительному снижению показателей работы буровых долот. При цементировании обсадных колонн во многих скважинах не удается поднять цементный раствор на проектную высоту вследствие возникновения поглощения в процессе его продавливания.

Бурение эксплуатационных скважин на месторождениях Узень, Жетыбай ведется либо внутри контура газоносности, либо вне него.

При бурении скважин на месторождениях в основном используется роторный способ. В качестве бурового раствора в верхней части разреза (до глин среднего альба) используют техническую воду с последующим переходом на выбуриваемый глинистый раствор, параметры которого регулируются углещелочным реагентом (УЩР).

Конструкция скважин либо одноколонная (вне контура газоносности), предусматривающая спуск 245 мм кондуктора на глубину до 200 м с целью перекрытия неустойчивых пород и зон поглощения, либо двухколонная (внутри контура газоносности), предусматривающая спуск 324 мм кондуктора и 245 мм промежуточной колонны на глубину до 600 м для перекрытия зон поглощений с сопутствующим выделением сероводорода из газоносных пластов, с последующим спуском 140 или 146 мм эксплуатационной колонны до проектной глубины, при диаметре ствола 215,9 мм.

К основным осложнениям, наблюдаемым в процессе бурения скважин на месторождениях, можно отнести нефтегазопроявления и поглощения бурового раствора.

Поглощения промывочной жидкости наблюдаются, как правило, при прохождении альб-сеноманских (270-700 м) и юрских отложений ХШ горизонта (960-1100 м) при достижении плотности промывочной жидкости 1180 кг/м3 , которая необходима для вскрытия XIV горизонта.

Водопроявления наблюдались в скважинах лежащих в нагнетательном ряду.

Для ликвидации поглощений промывочной жидкости в буровой раствор вводится 1-2% раствор полиакриламида (ПАА), что способствует повышению вязкости раствора и предотвращает его уход в поглощающие пласты.

Цементирование эксплуатационных колонн, в основном, одноступенчатое и осуществляется прямым способом. Двухступенчатое цементирование не применяется из-за небольших глубин скважин и незначительной продолжительности их строительства. Эксплуатационные скважины цементируются, как правило, портландцементом на 100 м выше продуктивных горизонтов, остальной интервал цементируется облегченным цементным раствором типа ОЦГ (облегченный цемент для «горячих» скважин). В нагнетательных скважинах требуется цементировать эксплуатационную колонну только портландцементом до устья, но из-за низких градиентов гидравлического разрыва на месторождении Узень (0,0142-0,0179 МПа/м) цементирование этих колонн осуществляется тампонажным материалом в комбинации портландцемента с ОЦГ. При этом верхнюю часть разреза (меловые и вышележащие отложения) перекрывают с ОЦГ плотностью 1410-1430 кг/м 3 , а нижнюю часть разреза обычным портландцементом с плотностью 1800-1830 кг/м3.

Применение облегченного цемента для горячих скважин (ОЦГ) как бы компенсировало низкие градиенты гидроразрыва пластов и обеспечило подъем цементного раствора до устья, но не обеспечило, в свою очередь, качественного сцепления цементного камня с породой и хорошей герметизации затрубного пространства из-за низкой прочности ОЦГ.

В связи с этим на месторождении Узень возникла проблема цементирования скважин только портландцементом для горячих скважин с обеспечением его высоты подъема до устья.

В настоящее время в условиях Южного Мангышлака решить такую проблему можно, в основном, следующими путями:

Ø Применением метода двухступенчатого цементирования.

Ø Разработкой новых рецептур тампонажных материалов, имеющих пониженную плотность, высокую прочность и хорошую адгезионную способность.

Ø Применением технологии цементирования в условиях низких пластовых давлений.

Ø Совершенствованием технологии подготовки ствола скважины к цементированию эксплутационных колонн.

В связи с тем, что на месторождениях Южного Мангышлака предполагается развитие добычи на существующих месторождениях, а также поиск и разведка новых перспективных на нефть и газ площадей, предлагается разработка специальной технологии строительства скважин в условиях низких пластовых давлений, включающей все операции по строительству скважины.

1. Нифантов В.И. Научное обоснование процесса вскрытия пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления. Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Ставрополь, 2002

2. Исмаилов А.А., Нурпеисова Р.А., Ратов Б. Мишин Д.С. Геологические условия строительства скважин с аномально низкими пластовыми давлениями. Республиканский сборник научных трудов аспирантов и магистрантов. Алматы, 2001

Источник

Аномальное пластовое давление

АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (а. abnormal seam pressure; н. anomaler Flozdruck; ф. pression anomale des соuches; и. presion anomal en capas) — давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального (гидростатического).

Пластовые давления, превышающие гидростатическое, т.е. давление столба пресной воды (плотностью 103 кг/м 3 ), по высоте равного глубине пласта в точке замера, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического — аномально низкими (АНПД).

Аномально пластовое давление существует в изолированных системах. По вопросу о генезисе аномально пластового давления нет единого мнения. Основными причинами образования аномально пластового давления считают уплотнение глинистых пород, процессы осмоса, катагенетического преобразования пород и содержащегося в них органического вещества, процессы тектогенеза и геотермические условия земных недр. Каждый из этих факторов может преобладать в зависимости от геологического строения и истории развития региона. Однако, по мнению некоторых исследователей, важнейшим, по-видимому, является температурный фактор, т.к. коэффициент теплового расширения различных флюидов, заключённых в изолированном объёме пород, значительно больше, чем у минеральных компонентов горных породах.

Аномально пластовые давления установлены бурением многочисленных скважин на суше и в акваториях при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых залежей в отложениях от плейстоцена до докембрия в широком интервале глубин. Более часто встречается АВПД, особенно они широко развиты на больших глубинах (более 4 км). Обычно АВПД превышают гидростатическое давление в 1,3-1,8 раза, значительно реже в 2,0- 2,2; при этом они обычно не достигают значений геостатического давления, оказываемого весом вышележащих пород. Однако в единичных случаях на больших глубинах были зафиксированы АВПД, равные или превышающие значения геостатического давления, что, по-видимому, обусловлено действием дополнительных факторов (например, в результате проявления землетрясений, грязевого вулканизма, роста солянокупольных структур). АВПД встречаются в CCCP в Волго-Уральском, Южно-Каспийском, Днепровско-Донецком, Западно-Сибирском, Афгано-Таджикском, Северо-Предкарпатском и других нефтегазоносных бассейнах; за рубежом — в бассейнах Персидского и Мексиканского заливов, Caxapo-Восточно-Средиземноморском, Центрально-Европейском и др. АНПД могут быть вызваны искусственно при добыче нефти, газа и воды, если не происходит восполнение отбираемых из пласта флюидов. Поверхностный признак такого снижения давления — проседание земной поверхности. АНПД зафиксированы в CCCP в Северо-Предкарпатском, Днепровско-Донецком, Северо-Причерноморском, Иркутском и других нефтегазоносных бассейнах, за рубежом известны в бассейнах Сан-Хуан, Предаппалачском, Денвер и др.

Реклама

Наличие АВПД благоприятно сказывается на коллекторских свойствах вмещающих пород, увеличивает время естественной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений без применения дорогостоящих вторичных методов, повышает удельные запасы газа и дебиты скважин, является благоприятным в отношении сохранности скоплений углеводородов, свидетельствует о наличии в нефтегазоносных бассейнах изолированных участков и зон. Зоны АВПД, развитые на больших глубинах, особенно там, где они пользуются региональным распространением, содержат значительные ресурсы метана, который находится в растворённом состоянии в перегретой (до 150-200°С) воде. Метан можно извлекать, а также использовать гидравлическую и тепловую энергию воды. С другой стороны, АВПД являются источником аварий в процессе бурения. Неожиданное вскрытие зон АВПД — причина многих осложнений, ликвидация которых приводит к большим материальным затратам. При бурении в зонах АВПД буровой раствор для предупреждения выбросов из скважин утяжеляют. Но такой раствор могут поглощать пласты с гидростатическим давлением и АНПД. Поэтому перед вскрытием пород с АВПД вышезалегающие поглощающие пласты перекрывают колонной. Если распределение давления в породах по глубине известно, то можно выбрать оптимальную конструкцию скважины, технологию бурения и цементирования и предупредить возможные осложнения и аварии. Наличие зон АВПД значительно увеличивает стоимость скважин. Для прогнозирования АВПД используются в основном сейсморазведка, данные бурения и различные виды каротажа (электрический, акустический, гамма-каротаж, нейтронный и др.).

Источник

Аномально высокие и аномально низкие пластовые давления (АВПД и АНПД).

Аномально высокие и аномально низкие пластовые давления (АВПД и АНПД).

Как отмечалось выше, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:

1. Передачей части горного давления на залежь. Если скелет породы слабый, то часть горного давления передается на жидкость или газ, находящиеся в ее порах. К таким породам со слабым скелетом, в частности, относятся глины. Поэтому в изолированных линзовидных, карманообразных резервуарах, находящихся внутри глинистых толщ, возникают аномальные давления, превышающие нормальное гидростатическое давление.
2. Кратковременное повышение пластового давления возникает при землетрясениях. Наблюдения показывают, что в сейсмически активных областях перед землетрясением повышаются дебиты нефти в скважинах.
3. Тектонические движения по разломам. В приподнятом блоке залежи, разорванной разломами, в течении длительного времени будет сохраняться прежнее высокое пластовое давление, характерное до ее воздымания.
4. Вторичное увеличение объема залежи в зонах высоких температур. В зоне больших глубин и высоких температур сложные углеводородные соединения с длинными цепями разрушаются с образованием большого количества простых молекул. Увеличение числа молекул приводит к увеличению объема. Увеличение объема залежи приводит к возрастанию давления внутри замкнутого резервуара. По этой причине в газоконденсатных залежах, образующихся за счет разрушения газонефтяной залежи, часто наблюдается АВПД.
5. Вторичное сокращение объема пор в коллекторах при кристаллизации цемента в законтурных частях резервуара. Залежь при этом приобретает замкнутый и полузамкнутый характер.
6. Таким образом, аномально высокое пластовое давление возникает под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара, ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами.

В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Появление его может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости. Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течении длительного геологического времени в залежи будет сохранятся низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания.

Источник