RU2620822C1 - Способ выбора бурового раствора для строительства наклонных и горизонтальных скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях - Google Patents
Способ выбора бурового раствора для строительства наклонных и горизонтальных скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620822C1 RU2620822C1 RU2016105412A RU2016105412A RU2620822C1 RU 2620822 C1 RU2620822 C1 RU 2620822C1 RU 2016105412 A RU2016105412 A RU 2016105412A RU 2016105412 A RU2016105412 A RU 2016105412A RU 2620822 C1 RU2620822 C1 RU 2620822C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- drilling fluid
- rocks
- density
- properties
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 67
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000012669 compression test Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 117
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 105
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 34
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 6
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 20
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 6
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N Calcium cation Chemical compound [Ca+2] BHPQYMZQTOCNFJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 206010039509 Scab Diseases 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000010187 selection method Methods 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 241001629697 Panicum turgidum Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical group O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 239000012065 filter cake Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000003020 moisturizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000009290 primary effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003325 tomography Methods 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области бурения скважин в интервалах, представленных неустойчивыми глинистыми отложениями. При осуществлении способа 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. Далее выполняют расчет устойчивости ствола проектной скважины и устанавливают «безопасное окно» плотности бурового раствора (БР), включая эквивалентную плотность циркуляции. Затем проводят испытание на одноосное сжатие образцов керна ранее пробуренной скважины этого месторождения в исходном состоянии, а также в среде БР 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. Производят гидравлический расчет процесса промывки скважины с учетом конструкции скважины с учетом кавернометрии; характеристики компоновки низа бурильной колонны, траектория скважины, порового давления и давления гидроразрыва; геотермического градиента; упругих свойств горных пород, скорости движения инструмента в стволе скважины; реологических параметров. Выбор БР 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. Повышается точность выбора бурового раствора. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.
Description
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).
Данные, приведенные в таблице 2, показывают, что «безопасным окном» плотности бурового раствора является величина от 1,14 до 1,40 г/см3. 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)
Кр=Р'сж/Рсж,
где Рсж и Р'сж - 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:
Cтp=[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.
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/см3 (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);
- эквивалентная плотность бурового раствора - 1,14-1,40 г/см3 (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
Примечание: Кр - коэффициент разупрочнения;
Стр - степень снижения сил сцепления в матрице породы.
Таблица 5 - Выбор реологических показателей бурового раствора в зависимости от зенитного угла скважины
Claims (2)
1. Способ выбора бурового раствора для строительства наклонных и горизонтальных скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях, включающий определение свойств бурового раствора в отношении глинистой породы и выбор бурового раствора, отличающийся тем, 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.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при наличии трещиноватости пород в скважине в выбранный буровой раствор дополнительно вводят кольматанты.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016105412A RU2620822C1 (ru) | 2016-02-17 | 2016-02-17 | Способ выбора бурового раствора для строительства наклонных и горизонтальных скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016105412A RU2620822C1 (ru) | 2016-02-17 | 2016-02-17 | Способ выбора бурового раствора для строительства наклонных и горизонтальных скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2620822C1 true RU2620822C1 (ru) | 2017-05-30 |
Family
ID=59032273
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016105412A RU2620822C1 (ru) | 2016-02-17 | 2016-02-17 | Способ выбора бурового раствора для строительства наклонных и горизонтальных скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2620822C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111691873A (zh) * | 2019-03-13 | 2020-09-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于井壁稳定性预测的井壁稳定性值计算方法及系统 |
| CN112444462A (zh) * | 2019-09-02 | 2021-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于模拟测试井筒流体冲刷性能的方法 |
| CN113468646A (zh) * | 2021-07-07 | 2021-10-01 | 常州大学 | 基于地质力学模型和机器学习检测地热井风险的方法 |
| CN113756718A (zh) * | 2020-06-05 | 2021-12-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井防斜工艺推荐方法及系统 |
| CN114060002A (zh) * | 2021-12-16 | 2022-02-18 | 中海石油（中国）有限公司天津分公司 | 一种不同完井方式斜井地层破裂压力计算方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1201291A1 (ru) * | 1984-03-27 | 1985-12-30 | Архангельский Отдел Апрелевского Отделения Всесоюзного Научно-Исследовательского Геолого-Разведочного Нефтяного Института | Способ выбора бурового раствора дл бурени в неустойчивых глинистых породах |
| RU2042696C1 (ru) * | 1992-04-15 | 1995-08-27 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ выбора бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых породах |
| RU2073227C1 (ru) * | 1993-05-26 | 1997-02-10 | Томский политехнический университет | Способ определения влияния бурового раствора на разупрочнение глинистых и глиносодержащих пород |
| RU2073841C1 (ru) * | 1992-07-28 | 1997-02-20 | Томский политехнический университет | Способ определения влияния бурового раствора на консолидацию горных пород |
| US6009747A (en) * | 1998-05-27 | 2000-01-04 | Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras | Method for evaluating drilling fluids |
-
2016
- 2016-02-17 RU RU2016105412A patent/RU2620822C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1201291A1 (ru) * | 1984-03-27 | 1985-12-30 | Архангельский Отдел Апрелевского Отделения Всесоюзного Научно-Исследовательского Геолого-Разведочного Нефтяного Института | Способ выбора бурового раствора дл бурени в неустойчивых глинистых породах |
| RU2042696C1 (ru) * | 1992-04-15 | 1995-08-27 | Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ выбора бурового раствора для бурения в неустойчивых глинистых породах |
| RU2073841C1 (ru) * | 1992-07-28 | 1997-02-20 | Томский политехнический университет | Способ определения влияния бурового раствора на консолидацию горных пород |
| RU2073227C1 (ru) * | 1993-05-26 | 1997-02-10 | Томский политехнический университет | Способ определения влияния бурового раствора на разупрочнение глинистых и глиносодержащих пород |
| US6009747A (en) * | 1998-05-27 | 2000-01-04 | Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras | Method for evaluating drilling fluids |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| АСАДУЛЛИН Р. "Разработка рецептуры буровых растворов для бурения круто наклонно-направленных и горизонтальных скважин", журнал "Бурение и нефть", апрель 2011. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN111691873A (zh) * | 2019-03-13 | 2020-09-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于井壁稳定性预测的井壁稳定性值计算方法及系统 |
| CN111691873B (zh) * | 2019-03-13 | 2023-09-19 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于井壁稳定性预测的井壁稳定性值计算方法及系统 |
| CN112444462A (zh) * | 2019-09-02 | 2021-03-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于模拟测试井筒流体冲刷性能的方法 |
| CN113756718A (zh) * | 2020-06-05 | 2021-12-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井防斜工艺推荐方法及系统 |
| CN113756718B (zh) * | 2020-06-05 | 2024-06-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种钻井防斜工艺推荐方法及系统 |
| CN113468646A (zh) * | 2021-07-07 | 2021-10-01 | 常州大学 | 基于地质力学模型和机器学习检测地热井风险的方法 |
| CN113468646B (zh) * | 2021-07-07 | 2024-03-15 | 常州大学 | 基于地质力学模型和机器学习检测地热井风险的方法 |
| CN114060002A (zh) * | 2021-12-16 | 2022-02-18 | 中海石油（中国）有限公司天津分公司 | 一种不同完井方式斜井地层破裂压力计算方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2620822C1 (ru) | Способ выбора бурового раствора для строительства наклонных и горизонтальных скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях | |
| CN106285646B (zh) | 基于多信息融合的钻井漏失层位识别方法 | |
| Mehrabian et al. | Wellbore geomechanics of extended drilling margin and engineered lost-circulation solutions | |
| CN104806233B (zh) | 一种预测弱面地层坍塌压力当量密度窗口的方法 | |
| Al-Dhafeeri et al. | Characteristics of high-permeability zones using core analysis, and production logging data | |
| CN110580401A (zh) | 判断定向井、水平井分段多簇压裂井筒暂堵次数的方法 | |
| Duguid et al. | Pre-injection baseline data collection to establish existing wellbore leakage properties | |
| Gholami et al. | A methodology for wellbore stability analysis in anisotropic formations: a case study from the Canning Basin, Western Australia | |
| CN109187228A (zh) | 一种页岩地层钻井液稳定井壁能力的室内评价方法 | |
| CN105931125B (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
| US8677831B2 (en) | Apparatus and method for characterizing stresses of a formation | |
| Feng et al. | An easy-to-implement numerical method for quantifying time-dependent mudcake effects on near-wellbore stresses | |
| CN113625364A (zh) | 一种基于双重校正的泥页岩地层孔隙压力的计算方法 | |
| Mokhtari et al. | Impacts of stress, natural and induced fractures on mechanical properties of organic-rich shales | |
| Mostafavi et al. | Model-based uncertainty assessment of wellbore stability analyses and downhole pressure estimations | |
| Ma et al. | Wellbore stability analysis of fractured formations based on Hoek-Brown failure criterion | |
| Avasthi et al. | In-situ stress evaluation in the McElroy field, West Texas | |
| Fan et al. | Field experience and numerical investigations of minifrac tests with flowback in low-permeability formations | |
| Abdideh et al. | Wellbore stability analysis in oil and gas drilling by mechanical, chemical and thermal coupling (case study in the South of Iran) | |
| Halafawi et al. | Wellbore instability prediction and performance analysis using Poroelastic modeling | |
| Gherabati | Material-balance approach for determining drainage volume of multifracture unconventional oil wells | |
| Tsar et al. | Effect of Drilling Fluid (Water-based vs Oil-based) on Phase Trap Damage in Tight Sand Gas Reservoirs (SPE 154652) | |
| Gui et al. | Optimizing hydraulic fracturing treatment integrating geomechanical analysis and reservoir simulation for a fractured tight gas reservoir, Tarim Basin, China | |
| Li et al. | Challenges in deep shale gas drilling: a case study in Sichuan Basin | |
| Greene et al. | Workflow for Determining Relative Permeability Behavior in Low Permeability Media Using MICP Drainage-Imbibition Measurements |