Результат интеллектуальной деятельности: Способ локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к прогнозу локального интервала возможной поперечной деформации обсадных колонн в солесодержащей части геологического разреза.

Основной из проблем, возникающих при строительстве и эксплуатации скважин в условиях распространения водорастворимых солей, является смятие обсадных колонн вследствие поперечной пластической деформации «текучей» натриевой каменной соли (галит) и других солей с содержанием магния и калия (сильвинит, карналлит, бишофит). При снижении гидростатического давления в скважине после цементирования обсадных колонн зачастую отмечается явление их смятия. Расчетное значение давления смятия колонн практически равняется геостатическому.

Известен способ прогнозирования смятия обсадных колонн в скважинах в зоне пластической деформации солей (Патент SU 1399458, кл. Е21В 47/00, 1986). Данный способ описывает возможность прогнозирования смятия обсадных колонн путем установки постоянных реперов возле устьев скважин, при эксплуатации которых по изменению положения меток оценивают соотношение величин геостатического давления и экспериментального критического давления текучести пород, далее делают прогноз деформации пород и смятия обсадных колонн.

Данный способ имеет недостаток, связанный с тем, что он не может быть в полной мере применен в условиях распространения соленосных толщ (например, юг Сибирской платформы). Это обусловлено делением геологического разреза древнего солеродного бассейна на надсолевую, солевую и подсолевую толщи, с резко дифференцированными горно-геологическими условиями бурения глубоких скважин, а также наличием соляной тектоники, связанной со сложными геологическими (геодинамическими) процессами. Суммарная мощность пластов каменной соли - галита (натриевые соли) в галогенно-карбонатной толще нижнего кембрия с учетом интенсивного чередования с пропластками доломитов достигает 900-1000 м в осевых частях антиклинальных валов (Дубровин М.А. Соляная тектоника Верхне-Ленской впадины Сибирской платформы. Новосибирск. Наука, 1979). Отдельные пласты галита имеют мощность 32-40 м, и нередко в основании, либо в средней части этих пластов наблюдаются пропластки калийных солей -карналлита, сильвинита (фиг. 1). Пластическая деформация солей в данном случае может наблюдаться не только в процессе эксплуатации скважины, но и при ее бурении, а также и непосредственно после ее крепления обсадной колонной. При этом пластическая деформация может развиваться как непрерывно во времени, так и останавливаться по прошествии некоторого промежутка времени. Условия, при которых развиваются длительные необратимые пластические деформации, описаны в представленной заявке ниже.

В патенте SU 1224400 А1, 15.04.1986, SU 1476113, 30.04.1989 а также в «Гроховский Л.М., Гроховская М.А. Поиски и разведка месторождений минеральных солей, Недра - Москва, 1980 - 164 с.» указывается, что вся толща солей способна подвергаться пластической деформации. Однако в условиях юга Сибирской платформы соленосная толща кембрия может достигать 1000 м, а отдельные соленосные свиты - 450-550 м. Практика бурения и крепления глубоких скважин нефтяного ряда говорит об обратном: деформации солей и связанные с этим явлением смятия обсадных колонн имеют место не более чем в 5% скважин и при этом интервалы смятия весьма локальны.

На основе опыта строительства скважин на нефть и газ установлено, что в реальных условиях смятие колонн возникает в отдельных локальных интервалах только при наличии дополнительных условий, часть из которых описывается в патенте SU №1224400. Действительно, практика бурения и крепления скважин на калийные соли, на нефть и газ в пределах Сибирской платформы свидетельствует в пользу непостоянного и закономерно локализованного смятия обсадных колонн в определенных геологически обусловленных интервалах разреза галогенной толщи, а опережающее выявление таких интервалов и является задачей данного изобретения. Выполнение же прогноза в соответствии с изобретением по патенту №1224400 предполагает охват всей толщи солей и ее отнесение к потенциально опасным, без выделения локальных зон и требует значительного времени, т.е. занимает длительный период, поскольку основан на предварительном отборе и изучении физико-механических свойств керна пород из потенциально опасной зоны.

В вышеприведенных аналогах есть существенный недостаток, связанный с отсутствием возможности проведения в оперативном режиме локального прогноза с выделением локального пропластка солей толщиной от 1-3 м до 30-40 м и более, который может быть максимально опасным для смятия обсадных колонн. Ведь в вышеперечисленных источниках потенциально опасным интервалом является вся толща солей, которая в условиях юга Сибирской платформы может достигать 900-1000 м.

Наиболее близким к заявляемому относится способ выявления интервалов пластической деформации соли в разрезе скважин (Патент РФ №2249688, 2003 (прототип). Данный способ позволяет выявить интервалы каменной соли, склонной к пластической деформации анализом результатов профилеметрии ствола скважины до и после гидродинамических воздействий на соленосную толщу. По величине уменьшения диаметра скважины в интервалах каменных солей судят о наличии потенциально опасных зон для смятия обсадных колонн (ОК) после крепления скважины.

Данный способ имеет недостаток, связанный с тем, что не может быть в полной мере применен в условиях распространения соленосных толщ (например, юг Сибирской платформы). Алгоритм действий по прототипу предполагает дополнительное время на ожидание проявления деформаций солей в условиях открытого ствола скважины, и уже на этом основании - принятие решения о потенциально опасном участке вскрытого геологического разреза. Бурение на нефть и газ высокозатратно, и дополнительное время на ожидание не будет заложено в Проект, нормативную карту, а, следовательно - в Договор на строительство скважины. Соответственно в реальном бурении на нефть и газ возможно повторное проведение профилеметрии только в условиях простоя.

Кроме того, углубление скважины сопровождается проработками, и если компоновка низа бурильной колонны встречает сужения ствола, то такие участки открытого ствола настойчиво прорабатываются до свободного хождения бурильного инструмента.

По опыту шахтного строительства (п. Тыреть, солерудник), бурения более тысячи скважин на юге Сибирской платформы пластическая деформация каменной соли в процессе бурения скважин может не приводить к дальнейшему смятию обсадных колонн после ее цементирования (фиг. 1, скв. 5), так как после некоторого времени пластическая деформация солей прекращается. Чтобы наступили благоприятные условия для дальнейшей необратимой пластической деформации солей в скважине, необходим динамический импульс для всего массива соляной толщи пород (фиг. 1 скв. 1-4). Далее в Заявке охарактеризованы условия возникновения длительной необратимой пластической деформации каменной соли, которая может привести к смятию обсадных колонн. Одним из геолого-технических (тектонофизических) механизмов, импульсом может стать вскрытие забоем скважины толщи переслаивания галитовых и калийных солей, значимо различающихся по прочностным свойствам (табл. 1), а также структуре и текстуре отдельных пропластков галита, карналлита, сильвина.

По опыту бурения и крепления разгрузка напряжений горного массива в ствол скважины локализуется в интервале калийных пропластков благодаря кратно более низким значениям предела прочности при сжатии (табл. 1). Создание условий неустойчивости массива горных пород в области стенка «скважины - ствол» предопределяет перераспределение напряжений массива горных пород (Войтенко), которое «стартует» в приконтактной зоне галит - калийная соль. Соли (галит, карналлит и сильвинит) обладают различными пластичностями. Разные исследования дают разнообразные результаты по текучести солей. Так в книге Соннерфельд П. «Рассолы и эвапориты: Пер. с англ. - М.: Мир, 1988. - 480 с., на стр. 371, 3 абзац указано: «Захоронение под перекрывающей толщей солей, вес которой возрастает, увеличивает пластичность каменной соли и в меньшей степени ангидритов. Гипс не течет даже под давлением 4,15 ГПа. Галит становится пластичным, если мощность перекрывающих отложений достигает 12 км, сильвин 10 км и карналлит - 3 км». Т.е. в реальных геологических условиях соотношение горного давления Ркрит для галита и карналлита оценено как 1:4., или величина Ркрит для карналлита составляет 25% от критического давления (т.е начала пластической деформации) галита. На стр. 372 «В 1907 г. Буш провел детальные наблюдения и установил, что каменная соль проникает в пустоты, если мощность перекрывающей толщи достигает хотя бы 300 м, а карналлит и сильвин начинают проникать туда раньше»

В исследованиях (Д.С. Войтенко. Управление горным давлением при бурении скважин. - М.: Недра, 1985. - 181 с.) указывается, что увеличение влажности образцов каменной соли до значений 0,5% снижает их прочность практически в 2 раза. А дальнейшее увеличение влажности практически не влияет на прочность. Данные исследования показывают неоднородность свойств пластов каменной соли, а при наличии примесей других солей и минералов определение прочности необходимо выполнять в индивидуальном порядке, что не всегда возможно сделать оперативно при строительстве скважины.

Задачей заявленного способа является разработка эффективного алгоритма локального прогноза смятия обсадной колонны скважины для горно-геологических условий распространения соленосных толщ.

Технология бурения и крепления скважин всех назначений в интервале глубин средней, галогенно-карбонатной толщи нижнего кембрия имеет свою специфику, которая связана с геологическим строением и физико-механическими характеристиками соленосной толщи, залегающей в интервале глубин 600-1600 м на севере и 800-2400 м на юге солеродного/нефтегазоносного бассейна.

Одновременно с поисками нефти и газа на Сибирской платформе во второй половине 20 века выполнены значительные объемы поисковых и разведочных работ на калийные соли. Выявлен крупнейший в мире Непский калиеносный, преимущественно карналлитовый бассейн. Проявления калийной минерализации установлены также в Илгинском и Канско-Тасеевском бассейнах. Известно, что поярусное залегание на одной и той же территории, площади соленосных толщ и залежей углеводородов осложняет строительство глубоких скважин нефтяного ряда, обостряя требования к качеству крепления (Толкачев Г.М. и др., Применение магнезиальных цементов при креплении глубоких нефтяных скважин, Сборник научных трудов SWORLD, №3 том 14, 2013, С. 28-34). Основой для принятия технологических решений в бурении и креплении являются наши знания о деталях геологического строения разреза осадочного чехла. По литературным данным известно, что соленосные толщи потенциально опасны в аспекте смятия обсадных колонн. Однако практика строительства и эксплуатации горных выработок на Тыретском солеруднике показала, что стенки шахтных стволов и штолен, из которых ведут добычу пищевой и технической каменной соли устойчивы. Явлений пластического течения соли не наблюдается, либо они крайне редки и это скорее исключение, чем системное явление.

Значительный многолетний, полувековой опыт бурения более тысячи скважин на юге и в центральной части Сибирской платформы позволяет сделать базовый вывод о локализации опасных для смятия обсадных колонн участков с повышенной пластичностью солей, и увязать такие объекты конкретно с наличием калийных солей в соленосной толще чехла.

Бурение глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях на нефтегазоносные горизонты, залегающие гипсометрически ниже соляной толщи по разрезу, реально происходит в условиях геологической неопределенности (есть ли пропластки калийных солей, где по разрезу они локализованы в галитовой толще, как распределены кристаллиты калийных минералов в галите в объеме толщи - в плане, как при этом меняются физико-механические свойства пропластка).

Наиболее реальный подход в практике бурения и крепления ствола глубокой скважины в интервале соленосной толщи, по мнению авторов, заключается в оперативном прогнозе интервала локализации калийных солей по данным промежуточного каротажа (ГИС) и основании этих данных - в экспертной оценке степени опасности потенциального смятия. Такой локальный прогноз может быть оперативно реализован по данным стандартного радиоактивного нейтронного гамма-каротажа (НГК), который выполняется перед спуском и креплением ОК в интервале открытого ствола.

Техническим результатом является технологическая надежность выполненных работ по бурению скважин и последующей разработки залежи нефти и газа в подсолевых отложениях юга Сибирской платформы.

Задача решается предлагаемым способом локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн, включающим бурение скважины, проведение геофизических исследований в открытом стволе, вскрывшем галогенно-карбонатную толщу, с выделением пластов, содержащих чередующиеся пропластки доломитов, каменной и калийной солей, характеризующихся повышенными показаниями по гамма-каротажу, отличающийся тем, что если в процессе проведения геофизических исследований скважины в средней части или подошве локального пласта каменной соли, перекрытого выше и ниже прослоями доломитов, установлено наличие пропластка калийных солей, то данное сочетание каменной и калийной солей интерпретируется как потенциально опасная локальная зона вероятного смятия обсадных колонн.

Основным критерием вывода о наличии этой зоны потенциального смятия ОК является подтвержденное данными ГИС (РК) присутствие одного или нескольких калийных пропластков в средней части либо нижней части пласта галита. Например, пропласток калийной соли толщиной 0,5-1,0 м под пластом каменной соли толщиной 40 м (фиг. 2). Выше и ниже пласты перекрыты прослоями доломитов. Таким образом, мы утверждаем, что только локальный интервал данных пластов толщиной 41 м в тысячеметровой толще солей является потенциально опасной зоной смятия - применительно к горно-геологическим условиям галогенно-карбонатной толщи Сибирской платформы.

Пласты калийных солей в геологическом разрезе осадочного чехла платформ являются реологически неустойчивыми, более склонными к пластическим деформациям, и более подвижными, чем каменная соль (табл. 1). При одновременном вскрытии бурением пластов каменной и калийных солей, более пластичные калийные соли деформируются, и начинают медленное пластическое «течение» в область ствола скважины. Этот процесс обычно продолжается и во время углубления ствола скважины в подсолевых отложениях. Далее вслед за калийными солями в образовавшиеся области разгрузки горного давления начинает свое «движение» и натриевая каменная соль (галит). После начала необратимой деформации массива каменных солей, его сдвижения, данный процесс на практике достаточно трудно остановить. Таким образом, локальный пласт натриевой каменной соли (галит) с пропластками либо вкраплениями калиевой соли - карналлита, сильвина в средней или нижней части вскрытый скважиной (выше и ниже перекрытый прослоями несоляных пород - известняков, доломитов, ангидритов), представляет собой опасную зону потенциального возникновения смятия обсадной колонны после крепления ствола скважины обсадной колонной. Заявляемое решение принципиально меняет технологию работ в цикле крепления толщи солей обсадной колонной, позволяя оперативно спланировать участок более прочной обсадной колонны напротив потенциально опасного интервала соленосной толщи с перекрытием выше и ниже по разрезу, и несет конкретный экономический эффект для бурового предприятия.

Сущность изобретения: выявление в геологическом разрезе, вскрытом скважиной, реологически неустойчивых пластов калийных солей в основании или средней части локального соленосного пласта галита выше и ниже перекрытого прослоями доломитов, и отнесение общего интервала вскрытых скважиной калийных и каменной солей в потенциально опасную зону вероятного смятия обсадных колонн.

ПРИМЕР

(на основе геологических и технических данных по одному из нефтегазоконденсатных месторождений юга Сибирской платформы)

Рассмотрим данные гамма-каротажа по скважине, представленные на фиг. 2.

По гамма-каротажу в основании пласта натриевой каменной соли (галита) выделяются реологически неустойчивые (менее устойчивые по сравнению с галитом) пласты калийных солей. Локальный интервал каменной и калийной солей объединяют в потенциально опасную зону смятия обсадных колонн. В целях предотвращения смятия в этой локальной зоне обсадной колонны следует воспользоваться известными способами, например, такими как установка труб обсадной колонны из стали повышенной группы прочности и цементирование заколонного пространства магнезиально-фосфатным тампонажным раствором, обеспечивающими повышенную надежность крепи скважины. Целенаправленное принятие такого решения для локальной зоны позволяет снизить затраты на работы по креплению скважины, осложненной наличием опасного интервала смятия колонн.

Дополнительным способом предупреждения смятия обсадных колонн является бурение скважины на соленасыщенном буровом растворе плотностью 2300 кг/м³ (2,3 г/см³), содержащим в составе утяжелитель «Магнетит» или «МагБар» и насыщенным по наиболее растворимой соли геологического разреза скважины. Цементирование обсадной колонны диаметром 245 мм в интервале 0-2500 м производят утяжеленным «Магнетитом» или «МагБаром» соленасыщенным магнезиальным тампонажным раствором плотностью 2300 кг/м³ (2,3 г/см³). Тем самым обеспечивается качественное крепление скважины и исключается риск начала пластической деформации солей.