что такое градиент пластового давления

Пластовое давление

Обычно прогноз пластового давления основан на предположении о том, что оно изменяется строго пропорционально глубине скважины, причем коэффициент пропорциональности называют часто коэффициентом (индексом) аномальности k_a:

l_пл– глубина расположения пласта (в наклонно направленных скважинах вместо глубины по стволу берут вертикальную проекцию ствола на данной глубине.), м.

Тогда получается, что для определения пластового давления вполне достаточно знать только величину k_a для различных интервалов бурения. Обычно принимают, что для некоторого интервала бурения k_a – величина постоянная. Однако то обстоятельство, что для всех интервалов бурения расчет пластового давления ведут с помощью формулы (1.1), представляющей собой уравнение прямой, исходящей их начала координат, означает, во-первых, что линии пластовых давлений являются отрезками прямых, а во-вторых, продолжения этих отрезков образуют лучи, исходящие из устья скважины.

На рис. 1 показаны четыре луча, соответствующие разным значениям индекса пластового давления k_a . У луча 0а оно минимально, а у луча 0g – максимально. На глубине L_а изменяется индекс аномальности k_a , и линия скачком переходит на другой луч и так далее. В результате образуется ломаная линия 0abcdefghi, включающая горизонтальные участки ab, cd, ef, hg. Известны случаи локального роста пластового давления на некотором интервале бурения (по сравнению с соседними пластами) с последующим возвратом на прежний (или близкий к прежнему) уровень давлений. На рис. 1. этому соответствует участок efghi.

Величина q_пл, в строгом смысле, характеризует изменение пластового давления в пределах некоторого интервала бурения или пласта, приходящееся на единицу длины (как правило, это 1 м) и вычисляется по формуле:

где p_пл2 и p_пл1 – пластовые давления соответственно на глубинах L₂и L₁ (например, в подошве и кровле пласта).

Если обнаружится, что для любых двух глубин в пределах данного интервала бурения (пласта) величина q_пл постоянна (одна и та же), то это будет означать, что пластовое давление изменяется по линейному закону.

Но это совсем не означает, что продолжение прямой пройдет точно через устье скважины, как это имеет место на рис. 1. И здесь возможны варианты (рис. 2):

1. Участок 0′ a отражает изменение р_пл в верхней части разреза, насыщенной пресными или маломинерализованными водами со статическим уровнем пластовой воды в скважине, как правило, ниже уровня земли («сухой» отрезок 0-0′). Предположим теперь, что каким-то образом удалось замерить пластовые давления в точках a’ и a. Вычисляя теперь по формуле (1.1) коэффициенты аномальности k_a (при известных давлениях и глубинах), мы бы получили разные величины k_a для указанных глубин (прямые 0а и 0а’ не совпадают). Но выше мы только что доказали, что наличие линейной связи между давлением и глубиной автоматически означает постоянство градиента давления. В этих условиях применение формулы (1.1) с коэффициентом k_a, найденным по глубине L_a, приведет к завышению р_пл для всех глубин, меньших L_a.

2. Если продолжение прямой линии пластового давления (прямая 0 с на рис. 2) проходит через устье скважины, то имеет место частный случай постоянства k_a и q_пл на всем интервале бурения. При этом расчеты по формуле (1.1) будут тоже точными.

4. Продуктивная толща газовых месторождений и некоторых, например, Прикаспийских, имеют большую протяженность (несколько сотен метров), и отдельные проницаемые участки (коллектора) имеют между собой гидродинамическую связь в вертикальном направлении. Такие залежи месторождений называют массивными. Пластовое давление в пределах продуктивных пластов распределяется не пропорционально глубине, а в соответствии с плотностью флюида в пластовых условиях. В продуктивной части газового месторождения – в зависимости от плотности сжатого газа, в нефтяных – от плотности нефти в пластовых условиях. На рис. 2 прямая fg иллюстрирует распределение давления в газовой залежи. Считается, что в подошве залежи давление близко к давлению в водоносных пластах на соответствующей глубине, зато в кровле оно существенно больше «нормального» и воспринимается как АВПД. Для таких случаев прогнозный расчет по формуле (1.1) в принципе возможен только для подошвы залежи. Что касается давления в кровле, то оно определяется по формулам (соответственно для газа и нефти):

где p_пд и p_кр – пластовое давление в подошве и в кровле пласта;

r_н— плотность нефти в пластовых условиях;

Для многопластовых месторождений нефти, когда каждый нефтеносный пласт может рассматриваться как самостоятельная залежь малой мощности (единицы метров) с собственным водонефтяным контактом, в пределах нефтеносной части распределение тоже будет по закону, описанному формулой (1.4). Однако, в связи с малой мощностью пластов, описанным эффектом аномальности в кровле пренебрегают, и пластовые давления определяют либо по формуле (1.1), либо через градиент давления q_пл, если известно давление для одной из глубин в пределах рассматриваемого интервала бурения.

На линии пластовых давлений выделяются горизонтальные площадки, что свидетельствует о скачкообразном изменении пластового давления при достижении определенных глубин. Если подходить формально, то получается, что в одной точке пласта существуют два давления, что абсурдно. Все дело в том, что в реалии переход от одного давления к другому происходит не сразу, а на некотором, относительно коротком (в несколько метров) интервале. Вследствие малости интервала переход на новое давление показывают в виде ступенек.

Существует еще один способ оценки пластового давления и его изменения, суть которого сводится к определению эквивалентной плотности жидкости, которая, находясь (условно) в скважине от рассматриваемой точки пласта на глубине L_i до устья, создает гидростатическое давление, численно равное пластовому на данной глубине:

Понятие «эквивалентная плотность» применяется не только к пластовому давлению, но используется и для описания всех других давлений, представленных в ТПД: гидростатического, давления гидроразрыва и горного. Вычисляются они по формуле (1.5) с заменой числителя на значения соответствующих давлений.

Предположим, что в кровле пласта на глубине 2000 м пластовое давление оказалось равным 21,6 МПа, а в подошве, на глубине 2500 м – 27 МПа.

— коэффициент аномальности k_a = 21,6*10 6 / (1000*9,81*2000)=1,1 (на глубине 2000 м),

— коэффициент аномальности k_a = 27*10 6 / (1000*9,81*2500)=1,1 (на глубине 2500 м),

— градиент пластового давления в интервале 2000-2500 м:
q_пл = (27-21,6)/ (2500-2000) = 0,0108 МПа/м,

Приближенный, но весьма распространенный метод прогнозирования пластового давления, предполагает использование формулы (1.1).

Более строгий метод расчета пластового давления предусматривает точное знание давления на одной из глубин в пределах пласта (интервала бурения), например, прямым измерением глубинными манометрами, и расчет давления для других глубин с использованием величины градиента давления(По определению пластовое давление – фактор природный, и его величина в принципе не может зависеть от человека. Однако бывает пластовое давление «рукотворным». Например, в результате добычи нефти имеет место уменьшение давления в продуктивных пластах. При закачке в пласт жидкости или газа для восстановления пластовой энергии оно, наоборот, увеличивается и может превысить первоначальное давление. ).

Источник

ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Все залежи УВ обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные возможности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов большое место занимают значение начального пластового давления и поведение давления в процессе разработки.

Различают два вида давления в земной коре – горное и гидростатическое.

Горное давление – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.

Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).

Геотектоническое давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами.

Под пластовым понимают давление, при котором в продуктивном пласте нефть, газ, вода, а в водоносном – вода находятся в пустотах пластов-коллекторов.

Аналогичный процесс – поступление в скважину нефти.

Следовательно, пластовое давление может быть определено по высоте столба пластовой жидкости в скважине при установлении статического равновесия в системе пласт-скважина: Р_пл = h×r×g,

При практических расчетах формулу используют в следующем виде: Р_пл = h×r/с,

где С – коэффициент, равный 102 при измерении давления в МПа.

Устанавливающийся в скважине уровень жидкости, соответствующий пластовому давлению, называют пьезометрическим уровнем. Его положение фиксируют расстоянием от устья скважины.

Поверхность, проходящая через пьезометрические уровни в различных точках водонапорной системы (в скважинах), называют пьезометрической поверхностью.

Высоту столба жидкости h в формуле обычно определяют как расстояние от пьезометрического уровня до середины пласта коллектора – такой столб жидкости h₁ называют пьезометрической высотой.

Пьезометрическим напором называют столб жидкости высотой h₂ = h₁ + z, где z – расстояние между серединой пласта и условной плоскостью.

Давление, соответствующее пьезометрической высоте, называют абсолютным пластовым давлением (Р_пл.а).

Давление, соответствующее пьезометрическому напору, – приведенным пластовым давлением (Р_пл.пр).

(Т. Е. Приведенное пластовое давление – это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость.)

Зная расстояние z и плотность жидкости в скважине r, всегда можно перейти от абсолютного пластового давления к приведенному (и наоборот):

В скважинах с устьями выше пьезометрической поверхности (скв1) абсолютное пластовое давление можно определить, зная глубину скв. Н₁ до середины пласта и глубину пьезометрического уровня от устья скважины h_1, плотность воды r_в (она обычно больше 1(см таб.) вследствие того, что пластовые воды минерализованы):

В скважинах с устьями, совпадающими с пьезометрической поверхностью (скв2):

Скважины с устьями ниже пьезометрической поверхности (скв 3) будут фонтанировать. Пластовое давление в таких скважинах можно определить, замерив манометром давление p_у на их устьях:

Распределение пластовых давлений в скважинах, встречающих продуктивный пласт на различных гипсометрических отметках.

Определим величины пластовых давлений в пяти пробуренных скважинах.

Скв. 1 вскрыла краевую воду на глубине 2150 м. Статический уровень находится на 200 м. ниже устья. Пластовое давление на забое (т. В) составит:

Статический столб в скважине 1950 м.

Скв. 2 пробурена на крыле складки и вскрывает залежь нефти на глубине 2050 м. Альтитуда скважины равна 650 м. Пластовое давление на забое (т. С) будет меньше, чем в точке В, на величину противодавления, оказываемого столбом жидкости, равным разности абсолютных отметок глубин залегания точек В и С, т.е.

Тогда давление в точке С будет

Статический столб нефти в скв. 2 должен уравновешивать вычисленное значение давления на забое, т.е. он должен быть равен:

Однако глубина скважины оказывается меньше вычисленного значения статического столба и, следовательно, скважина будет фонтанировать.

При вскрытии скважины давление на ее устье будет

Столб нефти оказывает противодавление

Плотность газа по отношению к воде при давлении, равном давлению на газонефтяном контакте

17.0 – 2,4 = 14,6 МПа, и коэффициент сжимаемости

Тогда противодавление столба газа будет равно

Отсюда давление в точке D составит:

Если бы весь пласт был заполнен водой, то давление в точке D составляло бы

Таким образом, давление в наиболее приподнятой части газовой шапки превышает гидростатическое на 14,1-9,0 = 5,1 МПа и градиент давления для глубины 900 м. будет равен

Скв. 4, вскрывшая пласт на контакте газ-нефть, имеет забойное давление, как мы уже высчитали, 14,9 МПа. Высота статического столба нефти

Так как глубина скважины равна 1300 м., то скважина будет фонтанировать нефтью. При закрытии скважины давление на ее устье будет

В связи с тем, что глубина скв. 5 составляет 1800 м., скважина будет переливать (фонтанировать) воду. При ее закрытии давление на устье составит

Таким образом, при данном гидростатическом напоре в различных точках продуктивного пласта устанавливаются различные пластовые давления.

На рисунке приведена схема инфильтрационной водонапорной системы с приуроченной к ней газонефтяной залежью.

Рис. 48. Схема распределения пластового давления рпл и пьезометрических высот в районе расположения нефтегазовой залежи: 1 – вода; 2 – нефть; 3 –газ; поверхности: 4 – пьезометрическая, 5–земная; ру — давление на устье скважины

Область питания водонапорной системы расположена на абсолютной отметке 100 м. Общая высота приуроченной к этой системе газонефтяной залежи 400 м, отметки ВНК – 700 м, ГНК – 400 м, кровли пласта в своде залежи – 300 м.

Проследим распределение начальных значений пластового давления и пьезометрической высоты в пласте в районе залежи.

В водяной скв. 1 пьезометрическая высота h_в = 600 м. Соответственно р_пл1 = h_в р_в /102 = (600*1,0)/102 = 5,88 МПа.

В водяной скв. 4 при пьезометрической высоте h_в = 900 м р_пл4 = 900*1,0/102 = 8,82 МПа; р_пл1 водонапорных системах и залежах пользуются вертикальным градиентом пластового давления grad p, отражающим величину изменения p_пл на 1 м глубины скважины: grad p = p_пл/Н.

Из рисунка видно, что на величину grad p в различных скважинах влияние оказывает разность абсолютных отметок пьезометрической поверхности и устьев скважин. В скважинах, устья которых находятся выше пьезометрической поверхности, значения grad p меньше, а в скважинах, устья которых находятся ниже этой поверхности, значения grad p больше по сравнению с его значениями в скважинах, устья которых совпадают с пьезометрической поверхностью.

Градиент пластового давления имеет значения от 0,008 до 0,025 МПа/м и иногда более.

Его величина зависит от характера водонапорной системы, взаимного расположения поверхности земли и пьезометрической поверхности.

Природной водонапорной системой называют систему гидродинамически сообщающихся между собой пластов-коллекторов и трещинных зон с заключенными в них напорными водами, которая характеризуется едиными условиями возникновения подземных вод.

В пределах каждой водонапорной системы могут быть выделены три основных элемента:

· область питания – зоны, в которых в систему поступают воды, за счет чего создается давление, обусловливающее движение воды;

· область стока – основная по площади часть резервуара, где происходит движение пластовых вод;

· область разгрузки – части резервуара, выходящие на земную поверхность или расположенные в недрах (например, связанные с дизъюнктивным нарушением), в которых происходит разгрузка подземных вод.

Природные водонапорные системы подразделяют на инфильтрационные и элизионные (рис. ). Залежи УВ, приуроченные к водонапорным системам указанных видов, обычно обладают различными по величине значениями начального пластового давления при одинаковой глубине залегания продуктивных пластов.

· является «открытой», т.е. сообщается с земной поверхностью в областях как разгрузки, так и питания;

· область питания системы расположена гипсометрически выше области разгрузки;

Классификация геогидродинамических систем

· природный резервуар пополняется атмосферными и поверхностными водами.

· движение жидкости в пласте-коллекторе происходит в основном в соответствии с влиянием гравитационных сил в сторону регионального погружения пластов.

· в инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов.

· инфильтрационные водонапорные системы наиболее характерны для древних платформ.

· Значение начального пластового давление ниже значений геостатического, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.

В зависимостиот степени соответствияначального пластового давленияглубинезалеганияпластов-коллекторов выделяют две группы залежей УВ:

Ø залежи с начальным пластовым давлением,соответствующим гидростатическому давлению;

Ø залежи с начальным пластовым давлением,отличающимся от гидростатического.

В геолого-промысловой практике принято называть залежи первого вида залежами с нормальным пластовым давлением, второго вида – залежами с аномальным пластовым давлением. Подобное разделение следует считать условным, так как любое значение начального пластового давления связано с геологическими особенностями района и для рассматриваемых геологических условий является нормальным

Каждая залежь УВ имеет некоторое природное пластовое давление. В процессе разработки залежи пластовое давление обычно снижается, соответственно, различают начальное (статическое) и текущее (динамическое) пластовое давление.

Начальное пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе в природных условиях, т.е. до начала извлечения из него жидкостей или газа.

Гидростатическим пластовым давлением (ГПД) называют давление в пласте-коллекторе, возникающее под действием гидростатической нагрузки вод, перемещающихся по этому пласту в сторону его регионального погружения.

В водоносном пласте начальное пластовое давление считают равным гидростатическому, когда соответствующая ему пьезометрическая высота в каждой его точке примерно соответствует глубине залегания пласта. Пластовое давление, близкое к гидростатическому, характерно для инфильтрационных водонапорных систем и приуроченных к ним залежей.

За пределами залежей нефти и газа, т.е. в основной по площади водоносной части инфильтрационных систем, значение вертикального градиента пластового давления обычно не выходит за пределы 0,008 – 0,013 МПа/м и в среднем составляет около 0,01 МПа/м. Редкие исключения могут быть обусловлены весьма резким различием абсолютных отметок устьев скважин и пьезометрической поверхности.

В инфильтрационных водонапорных системах начальное пластовое давление возрастает практически пропорционально увеличению глубины залегания водоносных пластов-коллекторов. Его значения всегда намного ниже значений геостатического давления, т.е. давления на пласт массы вышележащей толщи пород.

В инфильтрационных системах вертикальный градиент пластового давления залежей нефти и газа, даже с учетом избыточного давления, обычно не выходит за указанные пределы 0,008 – 0,013 МПа/м. Верхний предел обычен для газовых залежей большой высоты. Иногда в свободной части газовой залежи, приуроченной к инфильтрационной системе, значение градиента может выходить за названный предел. Повышенное пластовое давление в сводовых частях залежей инфильтрационных водонапорных систем не следует смешивать со сверхгидростатическим давлением.

О соответствии или несоответствии пластового давления гидростатическому (т.е. глубине залегания пласта) следует судить по значению давления в водоносной части пласта непосредственно у границ залежи или, если замеров давления здесь нет, по значению давления, замеренного в пределах залежи и приведенного к горизонтальной плоскости, соответствующей средней отметке ВНК или ГВК.

Залежи с начальным пластовым давлением,

Источник

Пластовое (поровое) давление

Несмотря на близость понятий пластового и порового давлений, их обязательно надо различать, так как их физические проявления в бурении существенно отличаются. Если превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба БР приведет к выбросу, то такое же превышение порового давления над гидростатическим вызовет осложнения ствола скважины (сужение, осыпи, обвалы), но выброса, скорее всего, не вызовет.

где р_г — горное давление;

Горное давление полностью создается матрицей породы. В нормальных условиях поровое давление не зависит от горного.

Нормальное пластовое давление, Р_пл, равно гидростатическому давлению столба слабосоленой воды на данной глубине:

,

где -плотность воды;

Исходя из средней плотности слабосоленой воды, градиент нормального пластового давления составляет порядка 10400 Па/м.

Установлено, что пластовое давление только до глубины 1000-

2000 м следует закону гидростатики. С увеличением глубины пластовое давление приближается к геостатическому.

,

где Р_пл – пластовое давление, Па;

r_в – плотность слабосоленой воды;

z_пл – глубина залегания пласта, м.

Коэффициент аномальности пластового давления не может быть меньше нуля и больше индекса геостатического давления.

Для большинства месторождений коэффициент аномальности колеблется в пределах от 0,8 до 1,2. Его максимальное известное значение равно приблизительно 2. При бурении скважин на новых площадях К_а принимается равным 1,2, он всегда существенно больше в кровле пласта и прилегающих породах, чем в подошве.

Коэффициент аномальности порового давления, К_ап, рассчитывается по формуле

,

где Р_пор -поровое давление, Па.

Индекс давления устойчивости породы:

.

Для неустойчивых глинистых пород и мергелей К_у вычисляется как

,

здесь Р_уст -давление относительной устойчивости пород, Па;

Р_деп-ожидаемая депрессия на пласт при бурении, Па.

Величина пластового давления определяется на стадии разведки месторождения с помощью глубинных манометров. В процессе бурения, если начинается поступление флюида в скважину, пластовое давление можно определить следующим образом. Устье скважины герметизируется превентором, и определяется давление БР на стояке Р_ст. Пластовое давление будет равно:

Однако следует учесть, что с течением времени внутрь колонны бурильных труб может попасть флюид, в результате чего плотность раствора уменьшится, а ее величина будет неизвестна. Поэтому давление на стояке необходимо зафиксировать в течение нескольких минут после закрытия превентора. Нельзя держать скважину закрытой длительное время, так как в этом случае давление на устье может стать равным пластовому.

Существование аномальных давлений требует одновременного присутствия непроницаемой перегородки, образующей «стенку сосуда, работающего под давлением» и не допускающего сообщения флюидов с атмосферой, и избыточные давления.

В существовании избыточных давлений важную роль играет время. Непроницаемые перегородки никогда не бывают герметичными и постоянными в масштабе геологических периодов. С течением времени давления имеют тенденцию к выравниванию с обеих сторон перегородки. Это объясняет, почему эффективное давление чаще встречается в недавно сформировавшихся породах по сравнению с древними.

Непроницаемые перегородки имеют седиментологическое и тектоническое происхождение. Они вызываются накоплением осадков малопроницаемых или непроницаемых отложений (глины, уплотненные известняки и пр.). В ходе оседания нижезалегающие отложения опускаются без возможности отвода вмещаемых вод. Тектоническая активность может вызвать нарушения и складки, перекрывающие зоны утечек флюидов. При идеальной герметичности перегородки возникает резкое (аномальное) изменение порового давления на входе в пласт (соли, ангидриты и некоторые нетрещиноватые глинистые известняки).

В переходной зоне поровое давление повышается постепенно (трещиноватые глины и покрывающие породы).

Причины, вызывающие избыточные давления, многочисленны и разнообразны и зачастую действуют одновременно, они связаны с физико-химическими процессами. Основными из них являются:

· минералогические превращения глин;

· термическая экспансия вод;

· образование соляных куполов;

· циркуляция флюидов (гидродинамизм).

Присутствие углеводородов. Давление пластовой воды в залежи может быть нормальным на контакте вода/углеводороды. Напротив, у кровли пласта наблюдается избыточное давление вследствие различия в плотности между углеводородами и пластовыми водами. Это избыточное давление может быть значительным в случае газовой залежи. Избыточное давление углеводородов пропорционально разности плотностей пластовой воды и углеводородов и высоте h столба углеводородов:

Градиент порового давления увеличивается на входе в залежь, затем постепенно уменьшается и возвращается к нормальному значению на контакте вода/углеводороды. Увеличение плотности флюида будет тем выше, чем ближе к поверхности будет пласт и чем значительнее высота газонасыщенной зоны.

В ходе оседания отложения осаждаются на дне моря в периодическом режиме, при этом более поздние отложения покрывают более древние. Геостатическое давление постепенно увеличивается внутри отложений в ходе их опускания. Рыхлый осадок превращается в породу под действием давления, температуры и ионообмена между породой и циркулирующими флюидами. Этот процесс называется диагенезом. Уплотнение представляет одну из фаз диагенеза, состоящую в механической перестройке зерен, образующих осадок, под действием давления. Оно сопровождается уменьшением объема породы, главным образом, в ущерб объему пор, из которых вытесняется часть содержащейся в них воды. В результате пористость уменьшается и повышается плотность породы. Уменьшение пористости ведет также к снижению проницаемости и миграции флюидов. Если в ходе оседания имеющиеся в порах флюиды могут свободно вытесниться на поверхность или в стороны через дренажную систему, уплотнение происходит нормально. Приращение геостатического давления будет выдерживаться твердой фазой породы. Объем породы и пор уменьшится. Давление вмещаемых флюидов останется нормальным. Если флюиды вытесняются с трудом или остаются на месте, уплотнение не может проходить нормально. Увеличение геостатического давления вызовет увеличение давления вмещаемых флюидов. Объем породы и пор практически не изменится. Порода окажется недоуплотненной. Уплотнение является доминирующим явлением. В результате уплотнения значительная часть воды должна быть вытеснена. Это вытеснение происходит в несколько этапов. При нормальном развитии процесса пористость, составлявшая порядка 80-90 % в момент осадконакопления, уменьшается исключительным образом, достигая 20-30 % на глубине 3000 м и 5-10 % на глубине 6000 м.

Уплотнение песчаников и карбонатов имеет меньшее значение, так как эти породы отличаются незначительной сжимаемостью. Вытеснение воды происходит более плавно, и проницаемость, хотя и уменьшается с глубиной, обычно остается достаточной, чтобы обеспечить дренаж. Риск недоуплотнения для этих пород незначителен, однако он может возникнуть, если эти породы окажутся внутри непроницаемых пород или если их проницаемость снижается вследствие присутствия глин. Среди карбонатных пород мел, учитывая его текстуру, ведет себя в процессе оседания, скорее, как глины. Его пористость, которая в момент осадконакопления может достигать порядка 70 %, постепенно уменьшается до 10 % на глубине около 3000 м. В связи с его незначительной проницаемостью и значительным объемом вытесняемой воды возможно развитие явлений недоуплотнения. Недоуплотнение обычно рассматривается как основная причина возникновения аномальных давлений. Это явление касается главным образом глин, так как они относятся к сжимаемым и малопроницаемым породам, содержащим значительное количество воды в момент осадконакопления.

Недоуплотнение и наличие избыточных давлений являются следствием плохого дренажа или отсутствия дренажа вмещаемых флюидов в ходе оседания. Присутствие дренажа в покрывающих породах должно уменьшить и даже ликвидировать эти явления.

Быстрое оседание, высокая степень седиментации и наличие малопроницаемых осадков являются главными причинами недоуплотнения, так как при этом вмещаемые флюиды не успевают мигрировать. Эти явления возникают главным образом в дельтовых зонах.

Недоуплотненные глины пластичны и текучи. Они не опасны с точки зрения порового давления, пока не охватывают проницаемых пористых пород, но в процессе бурения создают трудности. Плотность бурового раствора необходимо увеличить для сохранения устойчивости стенок скважины, которые имеют тенденцию к течению, и для предупреждения возможных прихватов в пористых проницаемых зонах.

Минералогические превращения глин в процессе диагенеза. Минералогические превращения, освобождающие значительное количество воды, могут происходить в процессе диагенеза некоторых глин. Смектиты и стратитекстуры превращаются в иллит под совместным действием температуры, ионообмена и давления. Количество выделяемой воды составляет порядка 15-20 %, она изменяет давление в порах, если не имеет возможности свободно покинуть глину.

Кроме величины геотермического градиента, существующего в данном регионе, и минералогической природы глин эти превращения зависят также от состояния уплотнения глин. Недоуплотнение тормозит эти превращения, ограничивая тем самым объем имеющейся для миграции свободной воды и, следовательно, ограничивает увеличение давления в порах.

Возникновение аномальных давлений в результате минералогических превращений глин возможно только, если глины относятся к типам смектитов и стратитекстур. Этот механизм может быть весьма заметным в некоторых регионах для пород на глубинах более 3000 м.

Термическое расширение воды. Температура внутри отложений увеличивается вместе с глубиной и ведет к увеличению объема воды в порах пород. В системе с хорошим дренажом это увеличение рассеивается. Напротив, если система полностью замкнута, объем воды не может измениться, и возникнет повышение порового давления, которое может быть очень значительным.

Обычно глины достаточно проницаемы, чтобы обеспечить исчезновение избыточного давления за короткий период в масштабе геологического времени. Напротив, если геотермический градиент аномально высок, это явление может оказаться существенным.

Пласт глины может вести себя подобно полупроницаемой мембране. В случае, например, замкнутой глинами залежи с высоким содержанием солей возможна миграция воды в ее направлении, повышающая, тем самым, поровое давление.

Диагенез сульфатов. Сульфат кальция существует в природе в двух формах: гипс (гидратированная форма) и ангидрит (безводная форма). При температуре около 40 о С гипс превращается в ангидрит, выделяя значительное количество воды и вызывая уменьшение объема породы. Выделенная при этом вода ведет к возникновению некоторых аномальных давлений.

Обратное превращение, сводящееся к регидратации ангидрита для образования гипса, возможно, когда ангидрит оказывается в контакте с водой при невысокой температуре. Реакция вызывает увеличение объема породы, которое представляется в некоторых случаях причиной возникновения аномальных давлений.

Образование соляных куполов. Соль представляет пластичную породу, способную течь с образованием соляных куполов. Подъем соли к поверхности может вызывать аномальные давления в вышерасположенных образованиях и по бокам купола.

Тектоника. Тектонические явления могут вызвать изменения порового давления, создавая тем самым в одних условиях избыточные давления, а в других – ликвидируя их. Существование избыточных давлений требует, чтобы поднятые отложения были замкнутыми. Наиболее часто встречается сочетание поднятия глубинных пластов к земной поверхности и эрозии поверхностных пластов. Замкнутые на больших глубинах пласты оказываются ближе к поверхности с их первоначальным давлением. Эти избыточные давления известны под названием палеодавлений.

Гидродинамизм. Явления гидродинамизма и любые другие перемещения флюидов вызывают перепады давления, которые нарушают «нормальный» гидростатический режим давлений. В малопроницаемых породах перепады давления могут быть огромными несмотря на незначительность расхода. Гидродинамизм, в отличие от других механизмов, создающих давление, не обязательно нуждается в наличии непроницаемых перегородок. Поскольку перепады давления пропорциональны расстоянию до «плоскости утечки» флюидов, вызываемое этим явлением поровое давление не будет соотноситься с плотностью пластовых флюидов.

Обильная седиментация в сочетании с быстрым оседанием (вызывающим быстрое захоронение осадков) и наличие малопроницаемых отложений являются определяющими факторами существования аномальных давлений. Для удержания флюидов необходимо присутствие вертикальных и боковых непроницаемых перегородок. По мере погружения осадков в процессе оседания, давление флюидов, охваченных непроницаемыми перегородками, увеличивается под действием геостатического давления, тектонических напряжений и температуры, которая сама по себе вызывает многие явления (термическое расширение воды, превращение органического вещества, минералогические превращения глин и т. д.). Флюиды воспринимают часть геостатического давления, которое при нормальных условиях действует на матрицу породы.

Глины и эвапориты играют первостепенную роль в этих явлениях. В отличие от глин эвапориты вызывают резкие изменения порового давления.

Важным фактором является время. Избыточные давления имеют тенденцию к исчезновению, так как в масштабах геологического времени герметичность редко бывает идеальной.

Гидростатическое давление

На жидкость, находящуюся в равновесии, действуют внешние силы, пропорциональные массе жидкости (это силы тяжести и силы инерции); поверхностные силы, обусловленные атмосферным давлением и избыточным давлением. Под действием этих сил в жидкости возникаетгидростатическое давление.

Гидростатическое давление обладает тремя свойствами: всегда направлено по внутренней нормали к площадке, на которую оно действует; в любой точке внутри жидкости зависит от ее координат в пространстве и одинаково по всем направлениям. Многие процессы протекают при давлениях выше атмосферного. Это давление называется избыточным.

где Р_гдст – гидростатическое давление;

r – плотность (вес) жидкости;

Н – высота столба жидкости;

к – коэффициент, величина и размерность которого зависит от используемой системы единиц (в системе СИ он равен ускорению свободного падения g = 9,8 м/с 2 ).

Соответственно для расчета гидростатического давления применяют две формулы:

– традиционная: Р_гдст (кгс/см 2 ) = r (г/см 3 ) ∙ Н (м)/10;

При расчете численной величины гидростатического давления следует придерживаться одной системы единиц. К сожалению, на практике еще не получила преимущества ни одна из систем единиц. На буровой встречаются манометры, проградуированные в атмосферах, барах, мегапаскалях, psi. Поэтому необходимо помнить соотношение этих единиц (в пределах погрешности манометров).

Всегда важно знать величины гидростатического давления, оказываемые столбом БР имеющейся плотности, в нескольких критических точках ствола скважины. Это такие точки, как забой, башмак последней спущенной колонны, голова хвостовика, глубина установки муфты ступенчатого цементирования или стыковочного узла секций обсадных колонн, глубины залегания флюидосодержащих и поглощающих пластов.

Именно гидростатическое давление столба БР является первым критерием системы противофонтанной безопасности.

Физической атмосферой (атм) называют среднее давление атмосферного воздуха на уровне моря при температуре 0°С; 1атм = 101325 Па. Это давление может быть уравновешено столбом ртути высотой 760 мм или столбом воды высотой 10330 мм. В технике пользуются внесистемной единицей – технической атмосферой (ат). Давление в 1 ат может быть уравновешено столбом ртути высотой 735,5 мм или столбом воды 10 м и равно 98066,5 Па, т. е. атмосферное давление зависит от высоты расположения над уровнем моря.

Основное уравнение гидростатики: полное, или абсолютное давление, P, в любой точке покоящейся жидкости слагается из давления на свободную поверхность, Ρ₀) и давления столба жидкости (избыточное давление), ρgh, находящейся над точкой:

где — плотность жидкости (кг/м 3 );

Сила избыточного давления на дно сосуда определяется как P= ghF.

Из этой формулы видно, что сила давления жидкости на дно сосуда зависит только от площади дна F и глубины жидкости в сосуде h и не зависит от формы сосуда (рис. 1.1), в который эта жидкость налита.

Это свойство жидкости, на первый взгляд противоречащее обычным представлениям, известно под названием гидравлического парадокса.

Давление в скважине, создаваемое столбом БР, называется гидростатическим, Р_гс, и может быть определено из выражения

Как было объяснено выше, гидростатическое давление не зависит от диаметра ствола скважины, а также от сечения, конфигурации ипространственного расположения скважин (наклонно-направленные, горизонтальные) (рис. 1 2).

Величина гидростатического давления обусловлена двумя величинами:

· глубиной скважины: чем большая глубина скважины, тем больше гидростатическое давление;

· плотностью БР: чем больше плотность БР в скважине, тем больше гидростатическое давление.

В случае наклонной скважины для расчета давления в определенной точке необходимо использовать глубину скважины по вертикали, а не глубину по стволу.

Для предотвращения поступления пластового флюида в скважину гидростатическое давление должно быть больше пластового. Необходимая плотность БР при известном пластовом давлении определяется по формуле

,

где -необходимое превышение давления над пластовым.

Давление гидроразрыва

Это давление, при котором нарушается целостность горной породы в стенках скважины за счет разрушения скелетной решетки пласта и возникновения сети макро- и микротрещин, вызывающих увеличение проницаемости и интенсивное поглощение жидкости, находящейся в скважине.

При добыче углеводородного сырья гидроразрыв используется для интенсификации притока флюида к скважине. В процессе бурения гидроразрыв крайне не желателен, так как это приводит к потере БР. Давление гидроразрыва зависит: от величины горного давления, естественной трещиноватости горных пород,порового давления, проницаемости пород, реологических свойств и расхода жидкости разрыва.

При гидроразрыве связи между частицами породы разрушаются, раскрываются существующие и образуются новые трещины различной формы и простирания, составляя систему проводящих каналов. В процессе поглощения трещины размываются поступающим в пласт раствором. После гидроразрыва поглощения происходят за счет раскрытия трещин в пласте при значительно меньшем гидродинамическом давлении в скважине вследствие разрушения связей между частицами породы, размытости и фиксации их БР и шламом.

Давление гидроразрыва будет разным в зависимости от азимута и наклона скважины.

Величина давления гидроразрыва обычно составляет 70-110 % величины геостатического давления. Поскольку геостатический градиент увеличивается вместе с глубиной, градиент гидроразрыва также должен увеличиваться с глубиной. Таким образом, наиболее уязвимой точкой открытого ствола будет башмак последней колонны.

Р_гр=0,85(Р_гор— Р_пл)+ Р_пл;

Плотность БР, применяемого при разбуривании заданного интервала, следует определять, исходя из следующих двух условий: создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов; а также предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов.

Первое условие имеет вид

,

где р – плотность БР, кг/м;

Р_пл – пластовое давление, Па;

g – ускорение свободного падения, м/с 2 ;

L_к – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления; м;

µ – коэффициент Пуассона для горной породы.

Рассчитанную р необходимо проверить на соответствие второму условию, из которого следует, что давление бурового раствора в затрубном пространстве против каждого пласта должно быть меньше давления, необходимого для гидроразрыва данного пласта. Второе условие записывается следующим образом:

,

где — содержание жидкости в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей;

— потери давления при движении БР в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

Поскольку значения и j зависят от расхода промывочной жидкости, то проверить второе условие можно только после установления подачи насосов.

На море величина геостатического давления при равной глубине меньше этого же давления на суше. Следовательно, давление гидроразрыва будет меньше. Кроме того, присутствие пласта воды, иной раз значительного, и пласта воздуха над первыми отложениями уменьшает эквивалентную плотность гидроразрыва.

Если давление в скважине повышать за счет увеличения плотности раствора или созданием избыточного давления на устье, то по достижении некоторой величины оно прекратит повышаться и БР начнет поступать в пласт. Этот процесс и есть давление гидроразрыва. Гидроразрыв – довольно сложное физическое явление. Значение градиента гидроразрыва оценивается по данным, полученным при электрометрических работах, и закладывается в проект бурения скважины. Однако следует помнить, что по этим данным высчитывается ориентировочная величина, а конкретное значение давления гидроразрыва зависит от нескольких параметров:

– величины эффективных напряжений в месте залегания наиболее слабого пласта;

– ориентации скважины (при различных зенитных и азимутальных углах наклонно-направленной скважины давление гидроразрыва будет разным);

– термических напряжений ствола скважины за счет разницы температур пласта и бурового раствора;

– реагирования пласта с фильтратом БР;

– качества корки и наличия в ней кольматирующих добавок;

Давление гидроразрыва обычно пропорционально геостатическому давлению. Поскольку геостатический градиент увеличивается с глубиной, так же увеличивается и градиент гидроразрыва, поэтому наиболее слабым местом открытого ствола скважины будет башмак последней колонны.

В процессе бурения величина давления гидроразрыва определяется опытным путем в нескольких точках ствола скважины. Обычно наибольший практический интерес представляет проведение испытаний после разбуривания нескольких метров ниже башмака последней спущенной обсадной колонны. Это испытание называется испытанием на приемистость или проницаемость (в англоязычном варианте – LEAK – OFF TEST).

Предварительные мероприятия. При проведении опрессовки обсадной колонны необходимо замерить объем жидкости опрессовки, V_опр , закаченный в обсаженную скважину для создания проектного давления опрессовки, Р_опр (рис. 1.3).

1) после отвердения цемента и опрессовки колонны разбурить цементный стакан и башмак, привести параметры БР в соответствие с геолого-техническим нарядом и углубиться на 3-10 м ниже башмака;

2) промыть скважину с тщательной очисткой БР от шлама;

3) приподнять долото в башмак колонны;

5) закрыть превентор, настроить циркуляцию через линию дросселирования и при полностью открытом штуцере прокачать линии, отрегулировав производительность цементировочного агрегата в пределах 40–80 л/мин, закрыть штуцер и задвижку перед штуцером;

Начинать отмечать точки следует после получения первого значения роста давления. Предыдущие точки, когда при росте объема давление не росло, надо отбросить.

Если линия роста давления проходит ниже линии 2, это означает, что породы под башмаком имеют высокую проницаемость. Необходимо прекратить закачку, стравить давление до нуля и повторить тест с увеличенной в два раза производительностью ЦА (80 л/мин).

Если это и возможное последующее повышение производительности до значения 160 л/мин не определят линию роста давления между линиями 1 и 2, значит, цементный камень имеет каналы и надо приступать к исправительному цементированию. Естественно, что все протечки в системе наземной обвязки исключаются.

При нормальном ходе теста давление растет линейно, и в какой-то момент линия роста давления начнет отклоняться вправо, стремясь к горизонтали.

Получаем еще три точки (через каждые 10 с), убеждаемся в выполаживании линии давления, останавливаем насос, отсекаем его задвижкой и следим за давлением 5–10 мин. Давление должно снизиться до уровня, близкого к началу отклонения линии давления. Это значение принимаем давлением начала приемистости, Р_пр. Нельзя закачивать в пласт БР в объеме более 500 л, так как после снятия давления трещины в пласте могут не сомкнуться. После проведения испытания давление в скважине следует снижать плавно, с интенсивностью не более 10 атм/мин, во избежание обрушения стенок скважины.

Если на буровой установлена станция геолого-технологических исследований (СГТИ), то линия роста давления (линия 3) может быть записана на диаграмме самописцем, остается провести линии 1 и 2 в масштабе диаграммы и интерпретировать полученные данные.

После испытания проводится расчет эквивалентного удельного веса начала приемистости: если его фактическое значение ниже проектного на 60 кг/м 3 (0,06 г/см 3 ) и более, значит, имеются каналы в цементном камне.

Определено давление проницаемости пород под башмаком (проведен LEAK – OFF TEST), его значение по одному манометру установлено в размере 10,3 МПа, по второму – 1500 psi.

Сделать выводы из полученных результатов и определить максимально допустимые давления на устье при изменении плотности. Для этого необходимо:

1) перевести показания манометров в одну систему –

1500psi ∙ 0,07 = 105 кгс/см 2 ∙ 0,0981 = 10,3 МПа;

2) в целях определения достоверности результата замера давлений рассчитать эквивалентную плотность давления проницаемости –

r_пр = r + 10 ∙ Р_пр (кгс/см 2 ) : Н (м) = 1,21 + 10 ∙ 105 : 2100 = 1,71 г/см 3 ;

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого.

Источник