2.4. Факторы, обусловливающие возникновение и развитие газонефтеводопроявлений

Под физическими условиями возникновения ГНВП и открытых фонтанов понимается наличие в скважине геологических или технологических факторов, которые потенциально могут вызвать непредусмотренное технологией работ и неуправляемое поступление пластового флюида в ствол скважины.

Геологические факторы. Основными геолого-физическими характеристиками пластов, которые определяют возможность и интенсивность поступления содержащихся в них флюидов в ствол скважины (ГНВП) и на земную поверхность (открытый фонтан), являются:

• пластовое давление;

• пористость;

• проницаемость;

• упругоемкость (сжимаемость);

• фильтрационные постоянные (коэффициенты проницаемости и пьезопроводности);

• температура.

Пластовое давление – это важнейший с позиций фонтаноопасности параметр, характеризующий гидравлически связанные пласты-коллекторы и являющийся движущей силой проявления или открытого фонтана. По своей физической сущности пластовое давление – это давление, оказываемое пластовыми флюидами на вмещающие их гидравлически связанные породы.

Пластовое давление увеличивается по мере увеличения глубины расположения пласта по разрезу скважины.

Очевидно, что пласты-коллекторы, у которых наблюдается АВПД, более фонтаноопасны по сравнению с остальными, хотя при определенных условиях проявление может произойти и из пластов с нормальным пластовым давлением и АНПД (например, при падении статического уровня БР в скважине).

Поровое давление представляет большой интерес с позиций возникновения и развития осыпей и обвалов. С точки зрения фонтаноопасности поровое давление может служить индикатором ее увеличения при подходе к зонам залегания пластов-коллекторов. Обычно для зон АВПД в вышележащих покрышках наблюдается АВПОД (аномальное поровое давление) – «ореол внедрения» (ореол вторжения). При этом прочность и твердость нижней части пород-покрышек, в которую проникли легкие фракции углеводородов под аномально высоким пластовым давлением (эту часть обычно и называют ореолом вторжения), значительно ниже, а пористость выше, нежели в верхней части тех же покрышек. Поэтому при разбуривании нижней части пород-покрышек (т. е. при подходе к зоне АВПД) наблюдается самопроизвольный рост механической скорости бурения, что служит косвенным признаком предшествующего входа в зону АВПД, а следовательно, возможного проявления.

Способность пластов поглощать промывочные жидкости под действием внешнего давления (столба бурового раствора и устьевого давления) оценивается давлением начала поглощения и гидроразрыва пород (Leak of test (LOT) – опрессовка открытого ствола, по терминологии АНИ).

Пористость выделяют полную, которую часто называют общей или абсолютной, открытую, эффективную и динамическую.

Полная пористость включает все поры горной породы как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость образуется сообщающимися порами. Эффективная пористость учитывает часть объема связанных между собой пор, насыщенных нефтью. Динамическая же учитывает тот объем нефти, который будет перемещаться в процессе разработки залежи. Наиболее однозначно и с достаточно высокой точностью определяется объем связанных между собой пор, поэтому в практике обычно используется открытая пористость.

Структуру порового пространства принято характеризовать: абсолютной пористостью – отношением суммарного объема пор к видимомy образу пор; открытой пористостью – отношением суммарного объема пор, сообщающихся друг с другом, к видимому объему пор.

Промышленные запасы углеводородов обычно располагаются в пластах-коллекторах, сложенных в основном осадочными породами, залегающих на глубинах от нескольких десятков метров до нескольких километров от земной поверхности. Пласты-коллекторы, в которых имеются скопления нефти (газа), называют залежами нефти (газа).

Нефтегазоносные пласты представляют собой слои или массивы с пористой, поровотрещинной или трещиноватой породой-коллектором. Как правило, они литологически представлены песчаниками и алевролитами (около 70 %), известняками и доломитами (в массивах). С физической точки зрения пласты-коллекторы – это пористая среда, заполненная жидкостью или газом, находящимся под давлением. Пористыми средами или материалами называют твердые тела, имеющие в большом количестве пустоты, характерные размеры которых малы по сравнению с размером тела.

Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот (поры, каверны, трещины и т. п.), не заполненных твердым веществом. Пористость определяет способность породы вмещать различные флюиды (нефть, газ и воду).

Характер изменения пористости пород в зависимости от глубины приведен на рис. 2.1. Абсолютная пористость есть отношение объема пор образца породы к видимому объему этого образца, выраженное в процентах. При оценке фонтаноопасности при бурении обычно принимают во внимание значение общей пористости.

П ри эксплуатации потенциальные возможности фонтанирования флюида обусловлены эффективной пористостью.

В нормальных условиях пористость отложений уменьшается вместе с глубиной, а их плотность повышается. В случае глинистых пород пористость уменьшается по экспоненте. Для других типов отложений она уменьшается почти линейно.

Величина коэффициента полной пористости у различных пород колеблется в весьма широких пределах. Так, у песков величина коэффициента пористости составляет от 6 до 52 %, известняков и доломитов – от 0,65 до 33 %, у песчаников – от 13 до 29 %, а у магматических пород – от 0,05 до 1,25 %. Большие пределы изменения пористости одних и тех же пород обусловлены влиянием на эту величину многих факторов: взаимного расположения зерен, их размеров и формы, состава и типа цементирующего материала и др.

Проницаемость. При эксплуатации, равно как при возникновении ГНВП или открытого фонтана, происходит перемещение флюидов из пласта в скважину и непосредственно по пласту. Движение жидкостей в пористой среде называют фильтрацией. Параметром, определяющим последнюю, является проницаемость. Проницаемость – важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т.е. способность пород пласта пропускать сквозь себя жидкость и газы при определенном перепаде давления. Для количественной оценки проницаемости обычно используют закон Дарси: ,

где  – динамическая вязкость жидкости;

l – длина образца;

Q – объемный расход при фильтрации;

Р₁, Р₂ – давление перед и после образца;

F – площадь фильтрации.

Большая часть нефтеносных и газоносных пластов имеет проницаемость от 0,1 до 2,0 Д.

В продуктивных пластах всегда содержится две или три фазы. Проницаемость для любой из фаз при фильтрации двух- или трехфазной жидкости меньше ее абсолютной проницаемости.

Абсолютная проницаемость по газу вычисляется по формуле

k= ,

где Q₀ – объемный расход газа при атмосферном давлении;

p₀ – атмосферное давление;

η_г – вязкость газа при нормальных условиях.

Размерность проницаемости в Международной системе единиц:

.

З

Водонасыщенность

а единицу проницаемости в 1 м² принимают проницаемость такой пористой среды, через образец которой длиной 1 м и площадью поперечного сечения 1м² при перепаде давлений 1 Па ежесекундно профильтровывается 1 м³ жидкости с вязкостью 1 Па·с.

Под фазовой проницаемостью понимают проницаемость для данной жидкости при наличии в порах многофазной системы.

Фазовая и относительная проницаемость для различных фаз зависят от воды, нефте- и газонасыщенности порового пространства. Так, например, если часть пор занята водой, то проницаемость для нефти или газа будет уменьшаться с увеличением содержания воды. При содержании воды меньше 20 % она физически удерживается в тонких и тупиковых порах. Так как часть объема пор занята неподвижной водой, то фильтрация нефти возможна лишь в свободной от воды части сечения поровых каналов; поэтому относительная проницаемость для нефти при такой водонасыщенности не превышает 80 %, а для воды практически равна нулю. При водонасыщенности 80 % проницаемость для нефти падает практически до нуля. Это означает, что нефть, содержащаяся в порах такой породы, прочно удерживается капиллярными силами (рис. 2.2).

При насыщении породы одновременно разными жидкостями и газами ее проницаемость будет зависеть от свойств жидкостей и их содержания. Так, в случае разной вязкости жидкостей большей подвижностью будет обладать менее вязкая жидкость, а при равной вязкости, но разном их соотношении более подвижным окажется преобладающий компонент. Фазовая проницаемость изменяется в зависимости от характера фазы, температуры и давления и выражается в относительных единицах.

Почти все осадочные породы, например, пески песчаники, конгломераты, известняки, доломиты, в большей или меньшей степени проницаемы.

Таблица 2.1

Коэффициенты пористости некоторыох осадочных порд

Наименование породы	Пористость, %
Глинистые сланцы	0,54–1,4
Глины	6,0–50,0
Пески	6,0–52
Песчаники	3,5–29,0
Известняки	до 33
Доломиты	до 39
Известняки и доломиты как покрышки	0,65–2,5

В нефтепромысловой геологии принята следующая классификация пород по коэффициентам проницаемости (табл. 2.1).

Хорошо проницаемыми породами являются: песок, песчаники, доломиты, доломитизированные известняки, алевролиты, а также глины, имеющие массивную пакетную упаковку.

К плохо проницаемым относятся глины с упорядоченной пакетной упаковкой, глинистые сланцы, мергели, песчаники с обильной глинистой цементацией.

Пористость и проницаемость совокупно характеризуют породы-кол-лекторы с позиций потенциальной газонефтеотдачи, тем самым являясь одной из характеристик фонтаноопасности. Однако функциональной зависимости между ними не существует. Одни породы (например, некоторые глины) могут иметь большую пористость, но малую проницаемость, другие (например, известняки), наоборот, при малой пористости характеризуются высокой проницаемостью.

Упругоемкость (сжимаемость). Породы в условиях залегания в пласте находятся под воздействием вертикального и бокового горного давления вышележащих горных пород и внутрипластового давления. Совокупность этих давлений определяет упругую энергию пластов-коллекторов, а также оказывает существенное влияние на их пористость и проницаемость. Как следствие, от упругоемкости горных пород во многом зависит фонтаноопасность залежи.

Горное давление может оказывать существенное влияние на пористость и проницаемость горных пород. Установлено, что проницаемость песчано-глинистых отложений на глубине более 2000 м может быть на 10–40 % меньше по сравнению с данными лабораторных измерений, а пористость – меньше на 20–30 %. Очевидно, что это оказывает существенное влияние на оценку фонтаноопасности.

Количественно упругие изменения объема пор принято оценивать коэффициентом упругости пласта.

Температура. Такие свойства флюидов, как плотность и вязкость, во многом определяют подвижность флюидов в пористой среде, а они, в свою очередь, напрямую являются функциями давления и температуры. Отсюда следует важность сведений о температурном режиме пластов-коллекторов. Температура, как и давление, возрастает по мере углубления в недра Земли.

Изменения температуры на поверхности Земли воспринимаются на расстоянии всего лишь десятков метров. Границей разделения влияния внешнего (солнечного) и внутреннего тепловых полей Земли является зона с постоянной температурой (отрицательной или положительной). Ниже зоны с постоянной отрицательной температурой господствуют отрицательные температуры и залегают многолетнемерзлые породы. Ниже зоны с постоянной положительной температурой – температура пород положительная.

Расстояние по вертикали в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород закономерно повышается на 1 ^оС, называется геотермической ступенью, среднее значение которой составляет 33 м. Прирост температуры горных пород на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры называется геотермическим градиентом.

Технология строительства скважин как источник возможного газонефтеводопроявления. Этап бурения скважины объединяет процессы: механического бурения (углубления); промывки скважины; спуско-подъемных операций. Процесс разбуривания (углубления) является одним из основных этапов, при производстве которых существует опасность возникновения ГНВП и открытых фонтанов.

Факторы, обусловливающие фонтаноопасность при механическом углублении:

1. вскрытие интервалов разреза скважины с недостоверно известными геофизическими или петрофизическими характеристиками;

2. насыщение БР разбуренной породой (шламом) и содержащимися в выбуренной породе флюидами, при этом происходит изменение плотности БР раствора и его свойств;

3. увеличение гидродинамической составляющей забойного давления из-за необходимости обеспечения энергией работы породоразрушающего инструмента (особенно при турбинном бурении) и очистки забоя скважины.

Основные факторы, обусловливающие фонтаноопасность при промывке скважин:

1. потери давления на гидравлические сопротивления при перемещении БР по затрубному пространству скважины (при их высоких значениях увеличивается вероятность поглощения БР с последующим падением статического уровня в скважине и снижением давления на флюидосодержащие пласты);

2. низкие структурно-механические свойства БР могут привести к выпадению (осаждению) утяжелителя при технических отстоях с последующим поступлением пластового флюида из пластов-коллекторов;

3. высокие структурно-механические свойства БР могут при технических отстоях привести к «зависанию» раствора на стенках скважины, что повлечет падение давления на продуктивные пласты и создаст условия для проявления;

4. высокие реологические свойства БР могут привести к созданию условий для поступления флюида при проведении спускоподъемных операций (СПО).

Спуско-подъемные операции в бурении являются наиболее рискованными в отношении опасности возникновения ГНВП. Основные факторы, обусловливающие фонтаноопасность при проведении СПО:

• падение уровня БР в скважине (при проведении подъема бурильной колонны) вследствие извлечения из скважины объема металла бурильных труб;

• падение давления в скважине в результате возникновения отрицательной гидродинамической составляющей давления при движении колонны (подъем);

• падение давления в скважине в результате возникновения эффекта поршневания при подъеме бурильной колонны;

• рост гидродинамической составляющей давления при спуске колонны (бурильной или обсадной). При этом возможно поглощение бурового раствора с последующим падением уровня и проявлением.

В этап крепления интервалов бурения входит перечень работ, связанных с подготовкой ствола скважины к спуску, спуск и цементирование обсадных колонн. Качество изоляции пластов, перекрываемых обсадной колонной, во многом определяет вероятность возникновения проявлений из вышележащих интервалов при бурении нижележащих с пониженной плотностью БР. Фонтаноопасность крепления напрямую зависит от возможности падения уровня БР при спуске обсадной колонны при разрушении обратного клапана или при поглощении цементного раствора при цементировании и продавке с последующим проявлением.

Этап заканчивания объединяет работы, связанные с опрессовкой колонн и их перфорацией, вызовом притока, отработкой и исследовательскими работами по консервированию или ликвидации скважины.

Крайне фонтаноопасными среди перечисленных являются перфорация и вызов притока. Это связано, во-первых, с технологией проведения работ (вызов притока осуществляется путем искусственного снижения давления на флюидо-содержащий пласт), а во-вторых, необходимостью воздействия на высоконапорный флюидосодержащий пласт. Очевидно, что неверный выбор режимно-технологических параметров проведения операции может привести к возникновению неуправляемого поступления флюида в скважину.

Специалистами Украинской ВЧ было проанализировано 176 случаев сложных ГНВП, из которых 75 перешли в открытое фонтанирование. Было определено, что в подавляющем большинстве (167 случаев из 176–95%,) возникновение проявлений и открытых фонтанов имело место при строительстве скважин на этапе бурения, включая случаи ликвидации аварии (установка ванн).

Большая часть сложных ГНВП и открытых фонтанов произошла при проведении технологического процесса подъема инструмента. Основные причины возникновения аварийной ситуации – недолив скважины во время подъема и поршневание при подъеме. Из рассмотренных 176 случаев на их долю приходится 50 случаев (28 %). Тяжесть этих аварий весьма велика – из 50 случаев возникновения ГНВП в 33 случаях (66 %) дальнейшее его развитие привело к открытому фонтану. В более чем половине случаев (56 %) в той или иной степени были виноваты исполнители работ. Причем среди этих аварий 51 % (50 случаев из 98) произошли при подъеме инструмента. Второе место среди обстоятельств, приведших к возникновению ГНВП, занимает несоответствие плотности бурового раствора проектному значению.

Технологические факторы. Технологические причины относятся к человеческому фактору при производстве работ. Бесконтрольность и незнание работниками технологических причин зачастую являются условиями начала ГНВП и нередко развитием фонтана.

Снижение забойного давления ниже пластового может происходить за счет:

• снижения плотности промывочной жидкости ниже нормы, предусмотренной ГТН или планом работ;

• несоответствия конструкции скважин и ПВО горно-геологическим условиям вскрытия пласта и требованиям ПБ, отсутствия устройств для перекрытия канала бурильных труб;

• плохого контроля над техническим состоянием и неправильная эксплуатация ПВО;

• недолива БР при подъеме бурильного инструмента;

• поршневания при подъеме труб;

• поглощения жидкости, находящейся в скважине;

• снижения уровня при гидроразрыве горизонта, вызванного большой репрессией на пласт (высокая скорость спуска и др.);

• большой скорости спуска (> 1м/с) и резкого торможения;

• неправильной установки жидкостных ванн;

• большой высоты столба нефтяной ванны при ликвидации прихватов;

• спуска колонны труб без заполнения их промывочной жидкостью;

• разрушение обратного клапана, снижения уровня в результате заполнения труб;

• создания зон несовместимости при недоспуске промежуточных колонн или кондуктора;

• длительных простоев скважины без промывки (седиментация, контракция);

• некачественного цементирования обсадных колонн;

• неправильного глушения скважины перед ремонтом.

Факторы, влияющие на интенсивность ГНВП: величина депрессии на пласт; коллекторные свойства пласта и степень его вскрытия; вид флюида.

Несоответствие конструкции скважины геологическим условиям проходки заключается в неправильном определении глубин спуска обсадных колонн без учета глубин залегания пластов, склонных к проявлениям или поглощениям.

Это приводит к тому, что при бурении может быть вскрыта зона АВПД с поступлением большого объема пластового флюида (особенно опасно при притоке газообразного флюида). При определенных условиях (малая глубина, высокий коэффициент аномальности пласта-коллектора и т. п.) развитие ГНВП и переход его в выброс и далее в открытый фонтан будет настолько стремительным, что буровая бригада не успеет принять адекватные меры. Если будет вскрыта зона катастрофического поглощения, то резкое падение уровня БР в скважине (или даже полное поглощение всего объема БР) практически мгновенно приведут к возникновению открытого фонтана.

Несоответствие ПВО геологическим условиям проводки заключается в неправильном выборе его характеристик. При этом должны соблюдатся следующие основные требования:

• рабочее давление превентора должно быть больше вероятного пластового давления;

• коррозионное исполнение ПВО должно соответствовать условиям работы в агрессивных средах, если предполагается наличие примесей в пластовых флюидах сероводорода и углекислоты.

Отсутствие специальных технических средств и устройств, используемых для герметизации устья скважины (шаровой кран, обратный клапан, устьевая задвижка, планшайба и т. д.), значительно увеличивают вероятность возникновения открытых фонтанов, поскольку в некоторых случаях именно эти устройства являются единственным средством перекрытия канала скважины, а следовательно, предотвращения открытого фонтана.