Аномально низкое пластовое давление реферат

Обновлено: 30.06.2024

Однако после вскрытия продуктивного пласта в условиях равновесия давления в системе "скважина-пласт" с началом процесса крепления равновесие нарушается, и даже незначительное влияние какого-либо геологических, технологических или технических факторов может привести к проникновению в пласт бурового и тампонажного растворов. В результате этого в приствольном участке продуктивного пласта формируются три зоны с различными проницаемостями: корка, зоны проникновения дисперсной твердой фазы и фильтрата рабочей жидкости, что приводит к резкому снижению его коллектроских свойств. Установлено, что радиусы зон проникновения фильтрата и кольматации зависят от целого ряда факторов: перепада давления между скважиной и пластом (репрессия); типа и физических параметров коллектора (пористость, проницаемость, глинистость, трещиноватость); степени дисперсности твердой фазы, содержащейся в рабочей жидкости физико-химических параметров применяемой жидкости и т.д.

К возникновению условий для проникновения рабочих жидкостей в глубь продуктивного горизонта приводит весь комплекс работ по креплению скважины. При этом ее гидравлическая система подвергается ударным нагрузкам от повышения или понижения давления гидроударов, обусловленных разницей плотностей бурового и тампонажного раствора, а также противодавлением на пласт при различных операциях, что способствует нарушению естественной структуры пласта. В связи с этим появляется необходимость создания "зоны сопротивления" в призабойном участке скважины, которая предохраняла бы пласт от разрушения путем компенсации гидроударов и блокировала проникновение в него бурового и тампонажного растворов.

Интенсивность проникновения в пласт фильтрата и твердой фазы буровых и тампонажных растворов зависит не только от качества последних, но и от величины противодавления (репрессии) на пласт в процессе спуска эксплуатационной колонны и цементирования скважины. Поэтому с целью качественного заканчивания скважин, а также предотвращения возможного поглощения бурового и тампонажного растворов рекомендуется (после завершения углубления скважин) перед спуском и цементирование эксплуатационной колонны провести временное блокирование интервал продуктивного пласта с применением специальных технологических жидкостей.

Суть временного блокирования заключается в том, что в зону продуктивного горизонта транспортируется блокирующая жидкость с наполнителем, способная закупорить коллектор и этим предотвратить проникновение в него промывочного и тампонажного растворов и их фильтратов. В последующем скважина заполняется буровым раствором с плотностью, достаточной для создания противодавления на пласт.

Высокими блокируюшими свойствами обладают пенообразующие системы, что объясняется физико-химическими процессами, происходящими в призабойной зоне при проникновении пены в пласт, а именно:

разрушением гидратных слоев на твердой поверхности и частичной ее гидрофобизацией в результате адсорбции пенообразователя;
прилипанием пузырьков пены гидрофобизованной поверхности поровых каналов;
проявлением эффекта Жамена;
электровязкостными свойствами пен;
увеличением межфазной удельной поверхности при фильтрации пены через пористую среду.

Происходящее при заканчивании скважин (спуске эксплуатационной колонны, цементировании, перфорации, отработке скважины и т.д.) поглощение промывочного и тампонажного растворов обусловлено наличием горных пород, превышением гидростатического давления столба раствора над пластовым, высокими гидродинамическими давлениями на стенки скважины при выполнении различных технологических операций, а также свойствами жидкости, насыщающей поглощающий пласт. При применении для временного блокирования пенообразующих жидкостей с наполнителем движение промывочного и тампонажного растворов к пласту прерывается, т.к. вязкость пенной системы с наполнителем значительно больше вязкости бурового и тампонажного раствора, что обусловливает рост гидравлических сопротивлений. Пена плохо проникает в пористую среду, что позволяет осуществлять блокирование пластов при коэффициентах аномальности до 0,1. Кроме того, здесь имеет место эффект Жамена. Деформированные пузырьки пены в суженных частях капиллярных каналов оказывают дополнительное сопротивление продвижению рабочих жидкостей в пласт.

Таким образом, можно сделать вывод: пена проникает в пласт на небольшую глубину и создает "зону сопротивления", для разрушения которой необходимо значительное превышение давления над пластовым (DР). Это условие можно определить следующим выражением:

где h - коэффициент структурной вязкости блокирующего агента, Па×с;

Q - объемный расход блокирующего агента, м 3 /с;

k - коэффициент проницаемости породы пласта, м 2 ;

Исходя из возможных величин ΔР, с целью обеспечения условий работы "зоны сопротивления" подбирается блокирующая жидкость с необходимыми значениями вязкости η.

Соблюдение определенных требований в подборе значений h блокирующего агента способствует тому, что проникновение тампонажного и бурового растворов в продуктивный пласт не происходит, сохраняются его коллекторские свойства. Если учесть, что одновременно имеет место закупоривание продуктивного пласта наполнителем, содержащимся в пенной системе, то эффективность работы "зоны сопротивления" повышается, так как для ее разрушения требуется дополнительное давление. Как показывают исследования, проведенные в СевКавНИПИгазе, содержание волокнистого наполнителя в количестве 5% в составе блокирующей пенообразующей жидкости позволяет создавать репрессию на пласт в 2-2,5 раза больше по сравнению с составом блокирующего агента без наполнителя.

С целью повышения качества заканчивания скважин при вскрытии пластов в условиях равновесия в системе "скважина-пласт" в СевКавНИПИгазе разработаны пенообразующие жидкости с наполнителем для блокирования продуктивного горизонта при выполнении следующих операций:

спуск эксплуатационной колонны;
цементирование скважин;
перфорация.

Данные составы выдерживают высокие репрессии (более 40 МПа) и легко удаляются из пласта при минимальных депрессиях, сохраняя его коллекторские свойства.

Эффективность предотвращения загрязнения продуктивного пласта при креплении скважин, в основном, зависит от устойчивости блокирующей зоны. Как известно, процесс крепления скважины (спуск эксплуатационной колонны, цементирование) сопровождается колебаниями гидродинамического давления в скважине. С учетом этих процессов создаваемая блокирующая зона должна выдерживать максимальное противодавление на пласт при проведении вышеперечисленных работ. В связи с этим возникает необходимость определения устойчивости блокирующей зоны.

Устойчивость блокирующей зоны определяется в тот момент, когда скважина заполняется буровым раствором, которым был вскрыт продуктивный пласт.

Зная давление начала поглощения, можно определить объем закачиваемой жидкости, т.е. объем блокирующей жидкости должен быть таким, чтобы после поглощения уровень его был не ниже кровли продуктивного пласта. После надежного блокирования, при котором выдерживается максимальное ожидаемое давление на продуктивный пласт со стороны скважины, можно производить спуск и цементирование эксплуатационной колонны.

Кроме инфильтрационных гидродинамических систем, в природе существуют элизионные системы с внутренними источниками создания напора в коллекторах за счет разных источников. При этом в ПР образуются аномально высокие пластовые давления (АВПД), превышающие расчетные гидростатические давления в 1,3-2,3 раза и более. Значительно реже отмечаются аномальные низкие пластовые давления (АНПД), не достигающие расчетного гидростатического давления.

Формальной причиной существования аномальных давлений в ПР является несоответствие объемов флюидов объему пустотного пространства горных пород.

Аномально высокие пластовые давления. АВПД образуются при превышении количества поступающих флюидов в ПР над количеством уходящих флюидов. По существующим представлениям причины АВПД в ПР делятся на внутренние и внешние.

Одной из главных внутренних причин многие исследователи считают элизионные процессы при неравновесном, или заторможенном уплотнении глин.

Неравновесное уплотнение происходит в следующих случаях:

1) при накоплении значительных толщ глинистых осадков;

2) при небольшой толщине и проницаемости коллекторов, расслаивающих толщи глин;

3) при высокой скорости осадконакопления.

В этих случаях при уменьшении объёма системы за счёт увеличения геостатической нагрузки и компрессии седиментационная поровая вода, не успевает отжаться в коллекторы и начинает испытывать литостатическое давление. В результате в толще глин возникают АВПД. При высокой скорости осадконакопления даже хорошо проницаемые коллекторы не успевают пропустить всю поступающую воду из глин, поэтому в инфильтрационной гидродинамической системе развивается элизионный водонапорный режим, и она становится эксфильтрационной или элизионной.

Возникновению АВПД способствуют также дополнительные внутренние источники питания. Они связаны:

1) с преобразованием глинистых минералов на стадии катагенеза и, прежде всего это – дегидратация монтмориллонита и его превращение в гидрослюды;

2) с процессами дегидратации гипса и его превращением в ангидрит в пластах, заключенных среди каменной соли;

3) деполимеризацией ОВ и образованием нефти и газа, которое интенсивно протекает в главных зонах нефте- и газообразования.

Возникновению АВПД в замкнутой системе способствуют также:

- различные коэффициенты объемного расширения горных пород и насыщающих их флюидов. В результате увеличения пластовой температуры объем флюидов может возрасти в 40 раз и более, по сравнению с объемом пустотного пространства породы.

- вторичная перекристаллизация и цементация пород-коллекторов в процессе катагенеза, способствующая ухудшению ФЕС.

Внешние причины образования АВПД связаны с активной новейшей геодинамикой и межформационными вертикальными перетоками флюидов. Активная новейшая тектоника при всестороннем сжатии горных пород приводит к уменьшению объема пустотного пространства и соответственно к образованию АВПД.

Интенсивные новейшие поднятия гидродинамически закрытых природных резервуаров (ПР), сопровождаются денудацией горных пород, сокращением их разреза, и снижением литостатического и гидростатического давления. В результате пластовое давление в изолированных блоках ПР, унаследованное от больших глубин, будет аномально высоким.

Повышение пластового давления в относительно закрытых ПР связано также с поступлением флюидов из более глубоких горизонтов под давлением. Каналами для их проникновения служат тектонические разрывы, зоны повышенной трещиноватости, жерла грязевых вулканов, стенки соляных куполов и другие.

Большинство исследователей главными причинами формирования АВПД считают внутренние причины, особенно возникновение элизионных процессов в природных резервуарах, а также различные катагенетические процессы, вызванные ростом пластовых температур. Однако существуют и другие представления.

К основным процессам, приводящим к образованию АВПД К.А. Аникиев, В.И. Дюнин, А.В. Корзун, Т. Голд и С. Сотер относят:

1) геодинамические процессы, и в первую очередь, проявляющиеся мгновенно (землетрясения);

2) гидротермальную деятельность и поступление газо-водяной смеси из глубоких горизонтов;

3) мощные локальные тепловые потоки.

Следует отметить, что последние два типа процессов являются следствием геодинамических процессов, которые отличаются не только своей масштабностью, но и большой повторяемостью во времени. А это имеет большое значение для поддержания АВПД. Например, в Монголо-Байкальской сейсмической зоне происходит до 1000 подземных толчков в год (2-3 в сутки). В Восточном Предкавказье регистрируется до 1000-1500 землетрясений в год различной интенсивности (в среднем 3-5 в сутки).

Таким образом, наблюдаемое в настоящее время в упруго деформируемой среде поле пластовых давлений является следствием постоянно меняющихся напряжений под действием тектонических сил и процессов, скорости которых сопоставимы и часто превышают скорости релаксации пластовых давлений. Изменение пластового давления во многих случаях регистрируется различными наблюдениями.

Аномально низкие пластовые давления встречаются на относительно небольших глубинах по долинам крупных рек, в областях развития многолетнемерзлых пород и в аридных условиях, когда область питания лежит на склонах или даже у подножий возвышенностей, а не на их водоразделах. В таких системах зоны АНПД находятся выше областей питания. Например, зоны АНПД существуют на Ставропольской возвышенности (Ставропольском своде), а также распространены в пределах Терского и Сунженского антиклинальных хребтов Терско-Каспийского прогиба. Образуются они и при интенсивном разуплотнении горных пород в результате неотектонических процессов.

Для количественной оценки степени отклонения фактических пластовых давлений от гидростатических используются коэффициенты аномальности пластового давления К_а, представляющие собой отношение фактического пластового давления Р_ф к нормальному Р_н или условному гидростатическому Р_у.г. давлению, рассчитанному для той же глубины:

Обычно аномальными считаются давления с коэффициентами аномальности более 1,3 (АВПД) и менее 0,8 (АНПД). За верхний предел АВПД принимается геостатическое давление, превышающее нормальное или условное гидростатическое давление в 2,3-3 раза. Давления, отличающиеся от нормального менее чем на 30 % и 20 % соответственно считаются повышенными и пониженными.

При сверхвысоком давлении все горные породы проницаемы.

Гидростатическое давление - давление столба пресной воды плотностью 103 кг/м 3 , по высоте равного глубине пласта в точке замера.

Различают пластовые давления:

нормальные, близкие к условному гидростатическому давлению с градиентом 0,01 МПа/м (в диапазоне отношений Pпл/Pу.г. 0,90 - 1,10) ,
аномальные, с коэффициентом аномальности более 1,10 и менее 0,90.

Пластовые давления, превышающие гидростатическое, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического - аномально низкими (АНПД).

Аномально пластовое давление существует в изолированных системах.

Генезис аномально пластового давления не до конца изучен.

Основными причинами образования аномально пластового давления считают:

уплотнение глинистых пород,
процессы осмоса,
процессы катагенетического преобразования пород и содержащегося в них органического вещества,
процессы тектогенеза,
геотермические условия земных недр,
температурный фактор, тк коэффициент теплового расширения флюидов, заключенных в изолированном объеме пород, значительно больше, чем у минеральных компонентов горных породах.

Аномально пластовые давления установлены бурением многочисленных скважин на суше и в акваториях при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых залежей в различных отложениях по геохронологической шкале в широком интервале глубин.

АВПД встречается чаще, особенно на глубинах более 4 км.

превышение гидростатическое давление в интервале 1,3-1,8 раза, бывает 2,0- 2,2;
обычно не достигают значений геостатического давления, оказываемого весом вышележащих пород, но в единичных случаях , вероятно, под влиянием дополнительных причин, были зафиксированы АВПД, равные или превышающие значения геостатического давления.

АВПД встречаются в Волго-Уральском, Южно-Каспийском, Днепровско-Донецком, Западно-Сибирском, Афгано-Таджикском, Северо-Предкарпатском и других нефтегазоносных бассейнах, в бассейнах Персидского и Мексиканского заливов, Caxapo-Восточно-Средиземноморском, Центрально-Европейском , в бассейнах Сан-Хуан, Предаппалачском, Денвер и тд.
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.

Наличие АВПД сказывается благоприятно для нефтегаза:

повышает проницаемость горных пород - коллекторов,
увеличивает время естественной эксплуатации нефтяных и газовых месторождений без применения вторичных методов,
повышает удельные запасы газа и дебит скважин,
является благоприятным в отношении сохранности скоплений углеводородов,
свидетельствует о наличии в нефтегазоносных бассейнах изолированных участков и зон.

Зоны АВПД содержат значительные ресурсы метана, который находится в растворенном состоянии в перегретой до 150-200°С воде.
Метан можно извлекать, а также использовать гидравлическую и тепловую энергию воды.
Однако неожиданное вскрытие зон АВПД могут быть источником аварий и осложнений в процессе бурения, ликвидация которых обычно недешево.
Простых решений нет.
Даже если при бурении в зонах АВПД утяжелить буровой раствор для предупреждения выбросов из скважин, то есть риск его поглощения пластами 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 ведет к удорожанию стоимости скважин.
Для прогнозирования АВПД используется сейсморазведка, данные бурения и каротаж.

разрушением гидратных слоев на твердой поверхности и частичной ее гидрофобизацией в результате адсорбции пенообразователя;
прилипанием пузырьков пены гидрофобизованной поверхности поровых каналов;
проявлением эффекта Жамена;
электровязкостными свойствами пен;
увеличением межфазной удельной поверхности при фильтрации пены через пористую среду.

где h - коэффициент структурной вязкости блокирующего агента, Па×с;

Q - объемный расход блокирующего агента, м 3 /с;

k - коэффициент проницаемости породы пласта, м 2 ;

спуск эксплуатационной колонны;
цементирование скважин;
перфорация.

Читайте также: