Разработка технологических решений по бурению скважин в неустойчивых отложениях рифтовой зоны морских месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Фам Ван Хьеу

• Фам Ван Хьеу
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Фам Ван Хьеу

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР ПО ПРОБЛЕМЕ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИН

1.1 Основные причины возникновения осложнений и аварий при разбуривании глинистых отложений

1.2 Обзор методических и технологических решений по обеспечению

устойчивости стенок скважины

ГЛАВА 2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ СКВАЖИН В ОТЛОЖЕНИЯХ РИФТОВОЙ ЗОНЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СП «ВЬЕТСОВПЕТРО»

2.1 Анализ горно-геологических условий строительства морских поисково-разведочных и эксплуатационных скважин

2.2 Современное состояние осложнений при углублении и креплении скважин в рифтовой зоне морских месторождений СП «Вьетсовпетро»

2.3 Технико-технологические решения по повышению эффективности

строительства скважин на морских месторождениях СП «Вьетсовпетро»

ГЛАВА 3. АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО МОДЕЛИРОВАНИЮ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИН

3.1 Оценка прочностных характеристик горных пород

3.2 Интерпретация и корректирование статических и динамических параметров упругости для оценки механических свойств горной породы

3.3 Определение амплитуды горизонтальных напряжений

3.4 Определение давления гидроразрыва горных пород

3.5 Определение горного давления горных пород

3.6 Критерии разрушения горных пород

3.7 Определение динамических параметров упругости по фактическим данным

геофизических исследований

ГЛАВА 4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КЕРНОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЧНОСТИ И УПРУГИХ МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД

4.1 Разработка программы и методики проведения испытаний образцов кернового материала

4.2 Подготовка образцов к испытаниям

4.3 Проведение испытаний

4.4 Результаты обработки и анализа данных экспериментальных

исследований

ГЛАВА 5. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МОДЕЛИРОВАНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИН

5.1 Разработка методов определения порового давления в глинисто-сланцевых породах на примере данных по блоку

5.2 Разработка способов оценки ориентации естественных горизонтальных напряжений на морских месторождениях СП «Вьетсовпетро»

5.3 Геомеханические расчеты и моделирование устойчивости стенок скважин в рифтовой зоне на морских месторождениях СП «Вьетсовпетро»

5.4 Технологические решения по повышению эффективности и безопасности строительства скважин за счёт обеспечения устойчивости стенок

5.5 Ожидаемый экономический эффект от внедрения результатов исследований и технологических решений

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологических решений по бурению скважин в неустойчивых отложениях рифтовой зоны морских месторождений»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы диссертации. Обеспечение устойчивости стенок скважины является актуальной задачей при строительстве морских наклонно -направленных и горизонтальных скважин, особенно на нефтегазовых месторождениях на поздней стадии эксплуатации. Строительство скважин в рифтовой зоне морских месторождениях СП «Вьетсовпетро» на шельфе юга Вьетнама сопровождается осложнениями различного вида, в первую очередь потерями устойчивости стенок. За период 2010-2018 гг. было отмечено значительное количество случаев осложнений и аварий. Так из 120 проанализированных скважин отмечено, что потери устойчивости стенок наблюдались на более чем 55% скважин. Неустойчивые глинистые породы рифтовой зоны месторождений СП «Вьетсовпетро» в основном представлены в отложениях нижнего миоцена и олигоцена. В отложениях нижнего миоцена неустойчивость глинистых пород в основном проявляется выпучиванием, сужением ствола, что в последствии приводит к вывалам и обвалам стенок, а в олигоцене наблюдаются осыпи, обвалы, кавернообразования.

Степень разработанности проблемы. Значительный вклад в изучение вопросов по обеспечению устойчивости стенок скважин внесли советские и российские ученые Александров Б.Л., Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Войтенко В.С., Герасимов Д.С., Городнов В.Д., Ипполитов В.В., Кузнецов А.А., Новиков В.С., Овчинников В.П., Леонов Е.Г., Оганов А.С., Осипов П.Ф., Приклонский В.А., Проселков Ю.М., Рахимов А.А, Ружникова А.Г., Севодин Н.М., Симонянц Л.Е., Соколов В.Н., Трошева Т.В., Хуббатов А.А. и другие. Наряду с российскими работами диссертант обращался к трудам зарубежных авторов: Шупинг Пенг, Джинсаи Чжан, МакНелли, Марк Д. Зобак, Лал М., Хорсруд П., Вейнгартен Д.Ш., Перкинс Т.К., Реза Рахими, Зыонг К.Х., Нгуен Т.Т.Б., Асади М.Ш., Альбертик М.В., Маклин М.Р. и других.

Цель диссертационной работы: Разработка методических и технологических решений по повышению эффективности и безопасности строительства скважин в сложных горно-геологических условиях рифтовой зоны

на морских месторождениях за счет обеспечения устойчивости стенок скважин.

Основные задачи работы:

1. Провести аналитические исследования по моделированию устойчивости стенок скважин с выполнением экспериментов для определения механических параметров и упругих свойств горных пород;

2. Разработать методические решения по прогнозированию порового давления в глинистых породах и оценить ориентацию максимального горизонтального напряжения на блоке 09-1 на шельфе Вьетнама.

3. Разработать технико-технологические решения по обеспечению безопасного процесса бурения и повышению эффективности строительства скважин в неустойчивых отложениях рифтовой зоны морских месторождений.

Объект исследования - технико-технологические и методические решения по строительству морских скважин в сложных горно-геологических условиях.

Предметом исследования являются неустойчивые отложения (нижний миоцен и олигоцен) на блоке 09-1; процесс обеспечения безопасного технологического процесса строительства морских скважин в неустойчивых отложениях.

Научная новизна результатов исследования:

1. Показано, что при предбуровом моделировании устойчивости стенок скважины динамические параметры упругости горных пород могут быть определены с учётом значений скорости поперечной волны, полученной из основных данных комплекса геофизических исследований скважин.

2. Предложен подход перевода динамических значений упругих свойств горных пород в статические при построении предбурового моделирования устойчивости стенок скважины в рифтовой зоне морских месторождений на шельфе Вьетнама.

3. Обоснован новый научно-методический подход по определению порового давления и оценки ориентации естественных горизонтальных напряжений в неустойчивых отложениях рифтовой зоны на морских месторождениях для минимизации рисков, связанных с нестабильностью ствола за счёт

прогнозирования траектории ствола скважины в обход геологических нарушений разломов и моделирования устойчивости стенок скважины.

Теоретическая и практическая значимость работы. Практическая ценность работы характеризуется соответствием научно-исследовательских разработок основным направлениям научно-технического развития нефтегазовой отрасли в области строительства скважин.

1. Результаты исследований позволяют прогнозировать возникновение потерь устойчивости горной породы в конкретных геолого-технических условиях для предотвращения осложнений и аварий при проводке скважин в неустойчивых отложениях на морских месторождениях СП «Вьетсовпетро».

2. Разработан новый методический подход по определению скорости поперечной волны, являющейся важной составляющей при расчёте упругих показателей свойств горных пород.

3. Предложена методика, позволяющая прогнозировать поровое давление в глинисто-сланцевых отложениях и определять направление действия максимального горизонтального напряжения.

4. Показана возможность определения плотности бурового раствора с использованием предбурового моделирования устойчивости стенок по данным ГИС и анализа опыта бурения соседних скважин.

Методология и методы исследования. Для решения поставленных задач применялись общие положения методологии научных исследований, включающие анализ и обобщение научно-литературных источников, проведение теоретических и геомеханических экспериментальных исследований. Оценка состояния объекта исследований на основании результатов статистики и опыта строительства скважин. Экспериментальное исследование проводилось по международным стандартам в адаптированных пластовых условиях месторождений. Полученные геомеханические экспериментальные данные обрабатывались с помощью методов регрессионного анализа. Расчёты, построение диаграмм и графиков, моделирование устойчивости стенок скважин проводились в программах «ТесЫ.

Достоверность и обоснованность научных выводов. Выводы основаны на применении современных методов и средств экспериментальных исследований, подтверждении теоретических положений данными экспериментальных исследований, а также результатами промысловых испытаний при бурении скважин.

Основные результаты исследований, выносимые на защиту

1. Обоснование и прогнозирование скорости поперечной акустической волны через геофизические данные на основании результатов определения динамических параметров упругости горных пород.

2. Результаты экспериментального исследования кернов горных пород на морских месторождениях по блоку 09-1 СП «Вьетсовпетро».

3. Установление зон распространения АВПД, разработка косвенного метода расчёта порового давления в глинисто-сланцевых породах на блоке 09-1 на шельфе Вьетнама.

4. Оценка диапазона изменения азимута максимального горизонтального напряжения в рифтовой зоне на морских месторождениях СП «Вьетсовпетро».

5. Результаты геомеханических расчётов и моделирования устойчивости стенок скважин.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР ПО ПРОБЛЕМЕ ОБЕСПЕЧЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИН 1.1 Основные причины возникновения осложнений и аварий при

разбуривании глинистых отложений

Бурение скважин в неустойчивых глинистых породах из-за специфических их свойств происходит с осложнениями, которые приводят к значительным материальным и временным затратам, превышающим проектные. Непродуктивное время, затраченное на ликвидацию осложнений, связанных с неустойчивостью стенок скважины, составляет 47-50% от общего времени строительства скважины. Затраты, связанные с проблемами потери устойчивости скважин составляют в мировом масштабе около 1 млрд. долларов США в год. Проблема сохранения ствола скважины в состоянии, близком к номинальному, является актуальной научно-технической задачей.

Как известно, высокая физико-химическая активность глинистых минералов обусловлена не только малым размером, но и особенностями их кристаллического строения. В основе кристаллической структуры глинистых минералов лежит контакт тетраэдрических и октаэдрических элементов. Первый элемент образован кремнекислородными тетраэдрами, состоящими из атома кремния и четырёх окружающих его атомов кислорода. Отдельные тетраэдры, соединяясь друг с другом, создают непрерывную двухмерную тетраэдрическую сетку. Другим структурным элементом глинистых минералов является октаэдр, образованный шестью атомами кислорода и гидроксильными группами. В центре октаэдра может располагаться атом алюминия, железа или магния. Отдельные октаэдры, соединяясь, образуют двухмерную октаэдрическую сетку. Благодаря близости размеров тетраэдрические и октаэдрические сетки легко совмещаются друг с другом с образованием единого гетерогенного слоя. Связь между гетерогенными слоями у глинистых минералов может быть различной в зависимости от особенностей строения слоя и его заряда. У некоторых глинистых минералов она достаточно прочна и обеспечивается взаимодействием атомов кислорода и гидроксильных групп (водородная связь) или катионами, располагающимися в

межслоевом пространстве (ионно-электростатическая связь). В этом случае глинистые минералы имеют более жёсткую кристаллическую структуру, то есть такую, при которой молекулы воды и обменные катионы не могут проникать в межслоевое пространство кристалла. У минералов с жёсткой кристаллической структурной (каолинит, гидрослюда, хлорит, палыгорскит) внутрикристаллическое набухание (расширение межслоевого расстояния при взаимодействии с молекулами воды) отсутствуют. У других минералов связь между слоями менее прочная и обусловлена молекулярными силами. В том случае глинистые минералы (монтмориллонит, нонтронит) имеют раздвижную кристаллическую структуру. При гидратации таких минералов молекулы воды и обменные катионы могут проникать в межслоевое пространство и существенно увеличивать межслоевое расстояние, обусловливая этим большое внутрикристаллическое набухание.

По минеральному составу глинистые породы содержат в основном 4 группы: монтмориллонит, хлорит, гидрослюда, каолинит. По степени уменьшения активности и набухания минералов можно составить очередь, как монтмориллонит> хлорит> гидрослюда> каолинит. К основным физико-химическим свойствам глин, определяющим её качество, относятся пластичность, набухаемость, дисперсность, гидрофильность, обменная адсорбция. Каждое из этих свойств в значительной степени влияет на потерю устойчивости стенок скважин [18,51].

Условия образования, состав и степень литификации глинистых пород обусловливают широкий диапазон изменений их свойств. Часть глинистых пород характеризуется специфическими свойствами, такими как набухание, высокая дисперсность, липкость, пластичность, большая ёмкость катионного обмена и т.д. Такие набухающие пластичные и водочувствительные глинистые породы ведут себя как высокопластичные тела, вызывающие сужение ствола скважины и вывалы. Однако существуют и ненабухающие, непластичные глинистые породы, в которых после преобразований под действием температуры и давления возникают новые жёсткие структурные связи химической природы между структурными элементами. Характер разрушения таких глинистых пород хрупкий или пластично

хрупкий, они способны растрескиваться и осыпаться в глубинных условиях при вскрытии бурением.

Глинистые породы непрерывно меняются во времени под влиянием внешних и внутренних факторов, в основном температуры и давления. Их состав, состояние и свойства зависят от условий формирования и последующей истории развития. Эти породы по сравнению с другими представляют собой наиболее динамичные системы, достаточно интенсивно изменяющие свой облик на разных стадиях литогенеза и чрезвычайно восприимчивые в отношении структурно-текстурных особенностей и свойств к внешним и внутренним воздействиям [9].

По естественному состоянию и характеру поведения в процессе бурения предложено делить глинистые породы на 4 группы: устойчивые породы; набухающие, высокие пластичные и легко переходящие в буровой раствор глины; хрупкие, осыпающиеся и обваливающиеся глинистые сланцы; сильно увлажняющиеся глины, образующие осыпи и обвалы. Эти категории осадочных глинистых пород обусловливают осложнения, часто приводящие к потере ствола или к ликвидации скважины [58].

Таблица 1.1 - Виды нарушения стенок скважин при бурении в глинистых отложениях

Вид Свойство породы Осложнение и авария

нарушения

Раскрытие Породы с естественной Поглощения, осыпи и обвалы.

естественных трещиноватостью, а также породы с

и образование критическим давлением.

новых трещин

Образование Рыхлые и слабосцементированные Образование застойных зон в

каверн породы, подверженные коррозионному кавернах, потеря ствола,

разрушению и осыпанию при контакте с некачественное цементирование.

буровым раствором и ударами

бурильного инструмента.

Образование Практические все породы при Заклинка инструмента, не доход

желобов длительном воздействии бурильного инструмента. обсадной колонны.

Сужение Пластичные глины. Уменьшение диаметра ствола

ствола скважины, затяжки и заклинки

скважины бурильных и обсадных колонн.

Продолжение таблицы 1.1

Осыпание Малосвязанные слоистые породы, разрушающиеся и выпадающие из скважины под воздействием бурового раствора, колебания температуры, давления при проявлении, поглощении, под воздействием бурильного инструмента. Прихваты бурильных и обсадных колонн, а также геофизических приборов, не доход инструмента, рост каверн, сальнико-образование.

Обваливание Рыхлые и перемятые породы, особенно с крутым углом залегания и с глубоким проникновением фильтрата или с высокой начальной воданасыщенностью. Осыпание, а также потеря циркуляции бурового раствора.

Обрушение Любые породы (кроме высокопрочных и монолитых) при крутых углах падения пласта, а также высоких тектонических напряжениях. При ГНВП, и с АВПД. Осложнения при обваливании, а также проявления и потеря ствола

Сальникообра-зование Пластичные и сильно связанные глины. Приводящие к распаду дисперсной структуры разбуриваемых отложений, осыпям и обвалам с образованием каверн. В других -к сужению ствола скважины вследствие пластической деформации и прихвату бурильного инструмента

К осложнениям, связанным с нарушением целостности стенок скважины при её проводке, относятся осыпи, обвалы, желобообразование, кавернообразование, сужение ствола. Они могут вызывать зашламление забоя, заваливание инструмента, образование пробок, сальников и в последствии приводить к потере циркуляции бурового раствора, затяжкам, посадкам, заклиниванию бурильного инструмента, его прихвату и слому, т.е. к аварии. Проблема неустойчивости глинистых пород постоянно возникает при бурении, особенно в сложных горногеологических условиях, с увеличением глубины скважин и при освоении новых площадей. Для предупреждения и ликвидации данных осложнений разработаны и используются многочисленные методы прогнозирования зон осложнений, технологические приёмы, системы буровых растворов [17,44,58].

Однако, фиксируются и поныне многочисленные случаи проявления неустойчивости глинистых пород, выражающиеся в сужении и

кавернообразовании в стволе, затруднённой проходимости инструмента из-за осыпей и обвалов, нередко сопровождающиеся прихватами бурильной колонны, свидетельствующие об отсутствии однозначных, всеобъемлющих методик и решений по их предупреждению. Бурение скважин в таких условиях сопровождается осложнениями, преодоление которых требует больших затрат времени и в некоторых случаях приводит к потере скважины.

Причины потери устойчивости стенок скважины либо управляемые, либо неконтролируемые (естественные). Благодаря надлежащей корректировке контролируемых причин, таких как плотность бурового раствора и применение качественного бурового раствора, негативные последствия естественных причин могут быть сведены к минимуму и в некоторых случаях устранены (таблица 1.2) [65,71,91].

Таблица 1.2 - Основные причины потери устойчивости стенок скважины

Геологические факторы Технико-технологические факторы Пород-раствор взаимодействие

Тектоническое напряжение Противодавление столба бурового раствора и другие показатели Физико-химическое взаимодействие пород-буровой раствор.

Естественная пласта Зенитный угол, азимут скважины (траектория скважин)

Аномально-высокое естественное напряжение Переход порового давления зон или совместное строительство зон

Аномально-высокое поровое давление (АВПД) Индуцированное аномально-высокое поровое давление

Неуплотнённые, слабо-цементированные пласты Вибрация бурового инструмента. Способ разрушения горных пород.

Подвижные пласты Эрозия

Рифтовая зона, зона разлома, зона трещиноватости Изменение (истощение) пластового давления и температуры

Растворимые пласты (соляная пласта) Качество очистки ствола скважин от выбуренного шлама

В зависимости от поведения группы, глины приносят различные виды осложнений и нарушения стенок скважины. Скважины, пробуренные в сложных геологических зонах, встречаются со многими слоями породы, имеющими разные свойства. В таких случаях обеспечение устойчивости ствола скважины становится непростым решением. В целом осложнения при бурении в глинистых породах

обусловлены наличием одного или нескольких механизмов: естественное состояние и характеристики горных пород, технико-технологические факторы и время воздействия горных пород с буровым раствором.

1.2 Обзор методических и технологических решений по обеспечению

устойчивости стенок скважины

В последнее время разведка на нефть и газ всё более концентрируется на сложных объектах и больших глубинах. Соответственно бурение становится всё дороже, а осложнения при бурении всё более нежелательными. Чтобы снизить риск таких осложнений, требуются более определённые и точные предсказания целого ряда условий, параметров, свойств при планировании скважин, т.е. для обоснования геометрии ствола скважины, конструкции её обсаживания и режима бурения, включая регулирование плотности бурового раствора.

Характеристика потери устойчивости стенок скважин представлена осыпанием и обвалами горных пород, набуханием (сужением ствола), ползучестью и растворением пород под действием горного давления. Основные признаки при отсутствии записи кавернометрии: увеличение выбуренного шлама на поверхности по содержанию и размеру; затяжки/посадки при спускоподъёмной операции (СПО); резкое повышение давления на буровом насосе и момента вращения на верхнем приводе; в самой тяжёлой ситуации прихват инструмента с потерей циркуляции.

Основным способом решения проблемы устойчивости ствола считается создание в процессе бурения соответствующего противодавления на глинистые горные породы путём повышения плотности бурового раствора. Многие согласны с мнением о важности плотности бурового раствора в обеспечении устойчивости стенок скважин, но существует иные точки зрения.

Был перечислен ряд причин нарушения устойчивости стенок скважин, среди которых плотность играет важную роль. Снижение критического тангенциального напряжения возможно за счёт утяжеления бурового раствора, что позволит бороться с разрушением стенок скважины под действием сжимающих нагрузок [9,45].

Нарушениями, наиболее опасными для горных пород, являются

растягивающие, а также сдвиговые напряжения. Когда несущая способность пород оказывается недостаточной, то около скважины образуется некоторая предельная область. Породы в этой области претерпевают весь спектр деформаций: от хрупкого разрушения до вязкопластического течения. При этом они в результате микро- и макро-трещенообразования могут увеличиваться в объёме и перемещаться в ствол скважины. Предельное гидродинамическое равновесие и избыточное гидростатическое давление промывочной жидкости в стволе скважины должны быть больше, чем разность между пластовым давлением и силой бокового распора. В связи с этим специалисты в области бурении считали, что оптимальное значение плотности раствора при бурении глинисто-аргиллитовых пород должно предотвратить их растрескивание [38].

При большом перепаде между поровым давлением и противодавлением столба бурового раствора в стволе скважины глинистые сланцы могут становиться неустойчивыми. Методы определения порового давления по данным промыслово-геофизических исследований в комбинации с явлениями или опытом при бурении позволили обоснованно регламентировать плотность бурового раствора. Повышение плотности раствора необходимо для компенсации поровых давлений и снижения несущей способности приствольной зоны за счёт тектонических нарушений. С учётом вопроса регламентирования плотности растворов, проблема обеспечения устойчивости глинистых сланцев связана с их гидратацией и при различных зенитных углах строящейся скважины рассмотрена в [1, 23,26,28].

Уравнение определения плотности раствора, обеспечивающего устойчивость пород в стенках, условия перехода породы в предельное состояние предложены учёными Байдюком Б.В. и Шрейнером Л.А., Тимофеевым Н.С. и др. Плотность бурового раствора должна обеспечивать устойчивость стенок в пределах упругих деформаций. Практика бурения показывает, что нормальная проводка скважины, имеющей в разрезе пластически деформирующиеся породы, во многих случаях может быть осуществлена и при наличии некоторого неупругого деформирования этих пород. Это возможно потому, что смещения в результате этих деформаций компенсируются кавернообразованием. Учёные Майоров И.К. и Гребенников Н.П.

предложили эмпирическую формулу для расчёта плотности бурового раствора с учётом возможных радиальных смещений стенок скважины [6,7].

В работе [22] авторы показали, что с учётом практических требований мерам предупреждения и ликвидации обвалов являются бурение в зоне обвалов (осыпей) с промывкой буровым раствором, имеющим минимальную водоотдачу и максимально высокую плотность.

Однако, можно отметить, что высокая плотность не всегда приносит к положительному результату, а иногда может стать причиной гидравлического разрыва пласта. Только утяжеление бурового раствора не обеспечивает противодействие кавернообразования в глинистых отложениях. Промысловая практика уже показала негативное влияние повышения плотности раствора больше, чем это необходимо для компенсации напряжений на стенки скважины. Отсюда следует, что необоснованное повышение плотности бурового раствора может привести к разрушению стенок скважин [4,10,37].

Учёные считали, что время воздействия породы с фильтратом бурового раствора, механизм гидратации глинистых минералов, механизм осмоса, показатели бурового раствора (глино-ингибирующее вещество, фильтрация бурового раствора, наполнители, смазка) и сами характеристики глинистые породы (степень влажности, степень уплотнённости и т.д.) вкладывают важное влияние в устойчивость стенок скважины.

В работах [22,50,51] авторы считали, что при соответствии плотности раствора геолого-техническим условиям устойчивость стенок ствола скважины в глинистых отложениях определяется физико-химическим воздействием бурового раствора. Для конкретного геолого-технического условия необходимо подбирать соответствующий тип бурового раствора, обеспечивающий максимальную устойчивость ствола. Оптимальными для бурения интервалов набухающих пластичных глин являются высоко-ингибированные составы, обеспечивающие стабильно низкие структурно-реологические показатели, отсутствие наработки, номинальный диаметр ствола скважины, а при бурении интервалов набухающих глин с переслаиванием рыхлых слабосцементированных песков и песчаников - те

же составы, дополнительно обработанные полимерами для изменения структурно-реологических показателей и повышения устойчивости. Для бурения в неустойчивых трещиноватых сланцах рекомендуется использовать пресные полимерные буровые растворы или растворы с солями, структурирующими молекулы воды, с высоким содержанием твёрдых и жидких адгезионных гидрофобных кольматантов. Впервые для обеспечения устойчивости хрупких глинистых пород добавка гидрофобного кольматанта. Плотность и добавка гидрофобного кольматанта являются основными факторами для обеспечения устойчивости хрупких глинистых пород. Для сочетания пластичных и хрупких глинистых пород, наиболее высокоэффективными буровыми растворами являются системы с катионными полимерами. В качестве ингибиторов используют электролиты - хлориды натрия, калия, аммония, магния, кальция и т.д. Скорость проникновения водных растворов солей аммония, калия и цезия по микротрещинам сланцев и их расклинивающее и разрушающее действие будет значительно выше, чем у водных растворов солей натрия, магния и кальция.

Время воздействие водной фазы и фильтрата бурового раствора с горной породой сильно влияет на устойчивость ствола. Организация работ, обеспечивающих высокие скорости проходки. Чем дольше оставляется скважина в не обсаженном состоянии, тем хуже степень устойчивости стенок скважины. Поэтому необходимо бурить неустойчивые глинистые отложения достаточно быстро и обязательно спускать обсадную колонну. Гидратация глин сопровождается их набуханием и возрастанием внутренних напряжений в объёме гидратируемой породы, приводящих к деформации, разрушению и в конечной стадии - диспергированию гидрофильной глинистой породы в водной фазе бурового раствора. Набухание глинистых пород в одних случаях приводит к распаду дисперсной структуры разбуриваемых отложений, осыпям и обвалам с образованием каверн, в других - к сужению ствола скважины вследствие пластической деформации и прихвату инструмента. Необходимо учитывать набухание глин и глиносодержащих горных пород в контакте с буровым раствором для успешного бурения скважин в сложных геологических условиях [16,22].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Фам Ван Хьеу, 2022 год

- —

- - ■—

- -

- -

?7П[> —

Рис. 3.1 - Сравнение значений Бктт по расчёту с данными ГРП Фактически прямых методов измерения амплитуды БНтах (ая ) не существует, поэтому использовались методы определения анизотропии напряжений, позволяющие оценить её косвенным образом. Исходя из анализа имеющихся данных по пробурённым скважинам, ая было принято на 17% больше, чем ^.

Значение ая можно вычислять по уравнению Хаймон и Фэрхёрст 1970г, Бредехоефт и д.р. 1976г:

ая = 3 * Oft - РГр - Рпор. + ор

пор.

(3.11),

где; Рпор. - поровое давление, Ргр. - давление разрыва пласта, о"р - предел прочности при растяжении, - минимальное горизонтальное напряжение.

Бартон и другие в 1988г. представили уравнение для определения амплитуды БНтах с наблюдением ширины вывала, когда известна прочность при одноосном сжатии.

+ Рпор. + + адт - о^(1 + 2СО520ь)

ая =

аАТ =

1 - 2cos20b

- 7>)

1-ц

(3.12)

(3.13)

где; - угол вывала, аАТ - тепловое напряжение, возникающее из-за разницы между Гт породы и 7у пласта, - коэффициент теплового приращения породы,

иСБ - прочность при одноосном сжатии, - гидростатическое давление бурового раствора, ц - коэффициент Пуассона, Е - модуль Юнга.

Хук и Браун в 1980г считали, что среднее значение горизонтальных напряжений и вертикального напряжения на глубине меньше 3000м имеют следующую зависимость:

100+ < (°н + 0ь)120у < 1500и + (3.14)

Измерение естественных напряжений показывает, что отношение максимального и минимального горизонтальных напряжений находится в диапазоне 1,4-3,3. Обобщённо математическое отношение между он, а}1 и <гу могут быть выражены следующим образом:

он = ак *Ка, (3.15),

ан = ак + К (а„ -ак), (3.16),

ан = ((иСБ+2 Рпор.+АР+аА1 ) - (?к(1+2СОБ(20)) / (1-2СОБ20) (3.17),

где: 20 = л-^ьо, ^ьо - угол вывала, АP=Pw-Pпор., - геотермальное напряжение и

обычно приравнивается к нулю.

В уравнении (3.15) отношение между он и а}1 выражается через коэффициент анизотропии Ка, который может быть найден в ходе анализа анизотропии распространения состав, составляющих поперечной акустической волны по стволу скважины. Уравнение (3.16) является модификацией уравнения (3.15), где в свою очередь учитывается вертикальное напряжение, создаваемое весом вышележащей толщи, где К0 - тектонический фактор (К0 = 0,6-0,7). Уравнение (3.17) может быть использовано в интервалах, где возможно определить угол вывала.

Для более точного расчёта он лучше иметь данные анизотропии, а также ан можно определить по поро-эластичному методу с небольшими изменениями по отношению к БИтт:

_ п I п I ^ст^ст с Ест „ 10-,

°н - л - л _ ^ рпор. + ^ рпор. + л _ 2 Еу + 1 „2 (3.18)

1 №ст 1 №ст 1 №ст 1 №ст

где: Ех, Еу деформация в направлении минимального и максимального горизонтального напряжения, соответственно; а - константа Биота.

Для конкретных горно-геологических условиях морских месторождений

блока 09-1 на шельфе Вьетнама, на которой в основном тектонический режим характеризуется «Сбросом», можно применить следующую формулы для определения ан :

он — оп + т*(оу- аь) (3.19)

где: т - константа, которая составляет 0 - 2. 3.4 Определение давления гидроразрыва горных пород

Теоретическое определение градиента или давления разрыва представлены авторами в работах Хубберт и Уиллис; Мэтьюс и Келли; Бен Итон. Метод Хубберта и Уиллиса:

1( 2* РПор Мин. Градиент Рг.р. ^-11+ к

Макс. Градиент РГр. - \((1+ ^Пр)

3 \ 7

^ р. ' (320)

2К'+ "7

где: Ъ - глубина по вертикали в футах (фут = 0,304м).

Давление разрыва пласта определяется формулой Мэтьюса и Келлия:

Градиент РГр= ^ + ^ (3.21)

где: К^ - коэффициент матричного напряжения, о - матричное вертикальное напряжение.

Метод Бена Итона усилил идеи, предложенные Мэтьюсом и Келлием добавлением коэффициента Пуассона в уравнение расчёта градиента давления гидравлического разрыва.

^у Рпор. Ц Рпор. _ _*--\--

'р. 7 1-Ц+ 7

Градиент Рг.р. — --—— * ---\—(3.22)

На наш взгляд, Бен Итон рассматривает изменение порового давления, вертикального напряжения и коэффициента Пуассона, и вероятно является самым точным из трёх методов.

3.5 Определение горного давления горных пород

Вертикальное напряжение или горное напряжение ау - горное давление определяется весом толщи осадочных пород, залегающих выше рассматриваемой точки. Одно из трёх основных напряжений, рассчитывается как интеграл плотности

по глубине и необходимым параметром для расчёта порового давления и устойчивости горных пород. Профиль плотности может быть определён из источников данных плотностного гамма-гамма каротажа (ГГК-п или ЯНОВ), плотности пород по керну, анализа выбуренной породы и обвального шлама, геологических отчётов.

Если рассматривать массив, в котором ещё нет горных работ, как однородный и изотропный с горизонтальной поверхностью и учитывать лишь гравитационные силы, то в нём будет действовать начальное нормальное вертикальное напряжение. Вертикальное напряжение рассчитывается интегрированием плотности:

Ov = Рв gh + gf Рп(3.23),

где; И - глубина от поверхности дна до забоя, рв, рп - плотность воды и горной породы соответственно, Ив - глубина от поверхности воды до поверхности дна. На морских месторождениях СП «Вьетсовпетро» примем среднее значение Ив = 50м и рв = 1030 кг/м3.

Доступно несколько методик расчёта синтетической плотности пород (в тех интервалах, где нет её замеров), из которых и будет возможно произведён пересчёт вертикального напряжения: экстраполяция (построение синтетической плотности по эмпирическому уравнению с подбором физически связанных параметров); Амоко (эмпирическое уравнение для пород Мексиканского залива); Гарднер (связь плотности с акустическими свойствами); Миллер (связь плотности с изменением пористости) и другие. 3.6 Критерии разрушения горных пород

Существуют различные критерия разрушения горных пород: критерий Гриффита, Мора-Кулона, Хоека-Брауна, Моги-Кулона, Вибола-Кука, Друкера-Прагера, Лейда, [57,75,86].

Два критерия Мора-Кулона и Хоека-Брауна игнорируют влияние промежуточного главного напряжения а2 и, следовательно, выводятся из обычных трёхосных тестированных данных (а1>а2=а3). Также рассмотрены четыре критерия Моги-Кулона, Вибола-Кука, Друкера-Прагера и Лейда, которые исследуют

влияние промежуточного главного напряжения в полиаксиальные испытание прочности (а1>а2>аз).

Критерий Гриффита. Разрушение по критерию происходит при выполнении уравнения:

Если о1 + 3о3 > 0: (а1 - о3)2 = 8ор(о1 + о3) (3.24);

Если о1 + 3о3 <0: о3 = —ор и когда о3 = 0: о1 = UCS = 8 ор (3.25); где: ор- прочность при растяжении; а3- максимальное и минимальное горизонтальное напряжение, соответственно; о3- эффективное минимальное горизонтальное напряжение; UCS - Прочность при одноосном сжатии ( ож).

Модифицированная теория Гриффита предполагает, что между прочностями при растяжении и сжатии существует взаимоотношение:

4(1 + si^)

UCS = —-* оп

1 - si^ п

(3.26)

где: ^ - угол внутреннего трения породы.

Критерий Мора-Кулона. Критерий разрушения при сжатии Мора-Кулона использован для определения механизма разрушения в пористой среде:

т = С+ аЧапф (3.27),

где: о' - нормальное эффективное напряжение, т - касательное напряжение, С -коэффициент сцепления.

Главные эффективные напряжения (oí ;о?) в критерии разрушения Мора-Кулона выражены как: aí = UCS + ma?, где: oí ; о? - соответственно эффективный максимальный и минимальный главный стресс и m = (1 + sin ф)/(1 — sin ф), UCS = 2C cos ф/(1 — sin ф) = 2CVm.

Рис. 3.2 - Огибающая кругов Мора-Кулона

Разрушения не будет, если значения о' и т лежат ниже огибающей круга прочности. В критерии Мора-Кулона следует отметить два вывода: во-первых, промежуточная главного напряжения о'2 не влияет на разрушение и может переоценить разрушение; во-вторых, плоскость скалывания проходит через направление среднего напряжения. Этот вывод может быть применён для определения направления промежуточного стресса, когда стрессовый режим известен.

Путём анализа результатов экспериментов различных пород в 1980г Хоек-Браун представили следующий эмпирический критерий разрушения горных пород в трещиноватых массивных породах:

/то'? \а

о1 = о3 + + (3.28)

где: &1; а3> - соответственно эффективное максимальное и минимальное напряжение; т и б - константы в зависимости от свойств горных пород и трещин (б для неповреждённых пород равен 1); а - константа в зависимости от свойств массивных пород ( обычно равен 1/2).

Этот критерий часто используется при выработке горных работ и редко используется для анализа нефтяных проблем.

Критерий Моги-Кулона был представлен в 2006г. Исследование проводилось на основе критерия Моги в 1971г, который является первым полиаксиальным критерием. Этот критерий учитывает все три главные напряжения и может быть выражен следующим образом:

г 1 _

= а + Ь * от- - °2)2 + (°2 - ОзУ + (°з - °1)2

о1 + о3 2^2 2^2 (329)

от,2 =—2—;а= -^-*С*соб ф; Ь = -у * sin ф

где: тоЛ - восьмигранное напряжение сдвига, а и Ь - константы, которые связаны со (С) и (ф). При о1 = о2 или о2 = о3, критерий Моги-Кулона становится критерием Мора-Кулона.

Данные лабораторных работ Друкера-Прагера показали, что промежуточное главное напряжение играет важную роль в процессе разрушения

горных пород. Расширенный критерий Мизеса или Друкера-Прагера может быть представлено:

VJ2 = a + b 71; /1=1 (°1 + °2 + °з) 1 3 (3.30),

J2 = 1 [(°1 - O2)2 + (Oi - О3)2 + (02 - аз)2]

6

где: а и b - материальные константы; ai, a2, a3 - главные напряжения; /1 - среднее эффективное напряжение; /2 - второй инвариант девиаторного напряжения.

Критерий Друкера-Прагера можно разделить на внешний граничный критерий (описанная окружность) и внутренний граничный критерий (вписанная окружность). Это расширено из критерия Мора-Кулона. Эти две версии критерия Друкера-Прагера исходят из сравнения критерия Друкера-Прагера с критерием Мора-Кулона.

2V2 cos ^ 2V2

Внешний круг: а = —-;-т;Ь =

(3-sin^V (3-sin^) (3.31)

„ - V6C0 V6

Внутренний круг: a = ■ ; Ь =

V(9 + 3 sin2 p) V(9 + 3 sin2 p)

В 1968г. Вибол-Кук предложили критерий энергии эффективной деформации при разрушении горных пород, который зависит от всех трёх главных напряжений. Также в 1994г Чжоу представил критерий разрушения с особенностями, подобными критерию Вибол-Кук, который является расширением описанного критерия Друкера-Прагера. Критерий разрушения Вибол-Кук был представлен в следующем виде:

' J21/2 = A+ BJi + С. J2; К = 1(0! + 02 + 03)

i 3 (3.32),

J2 =2 [(02 - 02)2 + (01 - 03)2 + (02 - 03)2]

где: /2 - среднее эффективное напряжение при сжатии; A, B и C - параметры свойств горных пород, определяющимися прочностью горных пород при трёхосном сжатии (а2 = а3) и трёхосном растяжении (ai = a2) условиях.

Модифицированный критерий Лейда был предложен Эви в 1998г. и основан на критерии разрушения Лейда 1984г. Поскольку исходный критерий

Лейда был разработан для сыпучего грунта, Эви ввёл параметр S в качестве функции от сцепления породы, чтобы расширить применение критерия Лейда к когезионным породам. По критерию были рассмотрены три эффективных главных напряжения, критерий подходит к применению в нефтегазовой инженерии для обеспечения стабильности ствола скважины и выноса песка. Модифицированный критерий Ладея был представлен в следующем виде:

(II)3

1з

= 27+ п

I' = К + S) + (&2 + S) + (&3 + S); I' = К + S)(o'2 + S)(ps + S) (3.33)

C 4 tan2 ф * (9 — 7 sin ф)

S = :-; П = -:-:-

tan ф 1 — sin ф

где: С - коэффициент сцепления; а', &2, аз - эффективное максимальное, промежуточное и минимальное напряжение, соответственно; S и п являются параметрами материала. Параметр S, связанный с прочностью сцепления породы, и параметр п, представляющий угол внутреннего трения, можно получить непосредственно из параметров Мора-Кулона.

3.7 Определение динамических параметров упругости по фактическим данным геофизических исследований

Геомеханика уже становится важнейшим разделом анализа нефтяных и газовых резервуаров. Определение механических свойств горных пород пласта является основным принципом этого исследования. Как известно существуют прямые и косвенные методы для определения механических свойств горных пород. Прямые методы, такие как механические испытания горных пород, понятно приводят к более точным значениям механических свойств, чем косвенные методы. Но из-за ряда ограничений, таких как стоимость, практические проблемы и отсутствие подходящих и адекватных образцов керна, на практике заставляют использовать косвенные методы измерения механических свойств горных пород. Так рекомендуется использовать каротажные данные для проведения комплексных исследований, а также результаты прямого метода для калибровки косвенных методов для достижения большей точности [96].

В настоящее время динамические механические свойства упругости горных

пород (модуль Юнга, модуль сдвига, коэффициент Пуассона, модуль объёмного сжатия) в том числе определяются через геофизические данные, в том числе данные скорости акустических волн, занимающих ключевое место. Однако, поперечная волна не записывается на всех скважинах из-за высокой стоимости операции и практических ограничений. Задача определения скорости поперечной акустической волны через другие геофизические данные, косвенным методом, становится весьма актуальной [41,48].

Соотношение скорости распространения упругих продольных и поперечных волн с другими константами упругости определяется по следующим формулам:

Модуль Юнга (Е) - физическая величина, характеризующая свойства материала сопротивляться растяжению/сжатию при упругой деформации.

р * У52 * (ЗУ2 - 4У52)

Е = ' \2-У52 5) (3-34)

где: р - Плотность горной породы, 10-3 кг/см3; У5 - скорость поперечной акустической волны,103м/с; Ур - скорость продольной акустической волны, 103м/с.

Коэффициент Пуассона (ц) - абсолютная величина отношения поперечной и продольной относительной деформации образца материала.

Ур - 2У2

Ц =-р-^г (3.35)

Ц 2*(Ур2-У2) ( )

Модуль сдвига (модуль упругости при сдвиге - G) - физическая величина, характеризующая упругие свойства материалов и их способность сопротивляться сдвигающим деформациям.

Е

G = р. V2 = ——---(3.36)

н 5 2*(1 + ц) 4 у

Объёмный модуль упругости (модуль объёмного сжатия К) - характеристика способности вещества сопротивляться всестороннему сжатию.

Е

К = ——-----(3.37)

3 * (1 - 2 * ц) 4 у

Следует отметить, что продольная волна при исследованиях является основной, т.к. она вызывает попеременные деформации сжатия и растяжения, что

может привести к образованию трещин. Поперечная волна вызывает в твёрдом теле знакопеременные касательные напряжения.

Группа из трёх геофизических данных акустической волны, нейтрон-нейтронного каротажа (№И1) и плотностного каротажа (КИОВ) является основой группового метода измерения пористости горных пород, хотя в прямых или косвенных мерах отмеченные значения тоже отражают пористость горных пород. Из-за сложности взаимосвязи между значениями (Уэ) со всеми свойствами породы и жидкости в качестве основных входных параметров модели были выбраны только измеряемые параметры свойств породы и жидкости, которые могли быть получены с помощью данных каротажа скважины. Таким образом, выбранные параметры должны оказывать значительное влияние на Уэ [69,74,88,92].

Акустический каротаж позволяет получать (хорошее соответствие между Уэ и УР в соответствии с глубиной), прямое и линейное соотношение между УР и Уэ.

Нейтронная пористость (№Н1) указывает на водородный индекс пласта, который детектируется нейтронным инструментом. Нейтронный каротаж указывает на формирование пористости. Чем больше пористость образования, тем меньше скорость прохождения через пласт. В интервалах с более высокой пористостью, скорости поперечной и продольной волны уменьшаются.

Согласно известным уравнениям, по мере увеличения плотности породы пласта (КИОВ) Уэ и УР тоже увеличиваются.

рта — рЬ гп 00>.

Ф =--(3.38)

Рта - Pf

где: ф - пористость породы, рь - плотность породы пласта (объёмная плотность), Рта - плотность матрицы породы, - плотность жидкости.

Гамма-каротаж (ОЯ) измеряет естественную радиоактивность пласта. Как упоминалось ранее, скорость акустической волны зависит от плотности породы пласта, а по мере увеличения плотности породы пласта (гамма уменьшается) скорость акустической волны также возрастает и наоборот.

Скорость поперечной акустической волны зависит главным образом от пористости и характера литологии. Для восстановления данных акустического

каротажа была выбрана опорная скважина блока 09-1 с наиболее полным набором данных ГИС, продольной и поперечной акустической волны (DT и DTs соответственно). Запись продольной акустической волны имеется практически по всем скважинам месторождения. Поперечная акустическая волна не записывается на всех скважинах из-за высокой стоимости операции и практических ограничений. Поэтому на основе корреляционных зависимостей поперечной акустической волны от продольной в различных стратиграфических комплексах и плотностном каротаже продольной акустической волны для разных литологических зон, были определены необходимые данные.

В данной работе основы множественного линейного регрессионного анализа используются с помощью пакета Майкрософта эксела для построения моделей прогноза скорости поперечной акустической волны. Регрессионный анализ -статистический метод исследования влияния одной или нескольких независимых переменных на зависимую переменную. Анализ производится на отдельное или совместное влияние некоторых переменных, на примере: продольная акустическая волна, плотностной каротаж (RHOB), нейтрон-нейтронный каротаж (NPHI) и гамма-каротаж (GR). Зависимость поперечной волны от переменных Vp, NPHI, RHOB и GR отражена в обобщённой формуле (3.39).

Vs = f (Vp, NPHI, RHOB, GR) (3.39),

где: Vs - скорость поперечной акустической волны (м/с), Vp - скорость продольной акустической волны (м/с), NPHI - пористость горной породы (м3/м3), RHOB -Плотность горной породы (10-3 кг/см3), GR - данные гамма каротаж (API);

Как отмечалось ранее, результаты промыслового анализа показали, что большинство осложнений и аварий на месторождениях СП «Вьетсовпетро» отмечено в нижнем миоцене и олигоцене. Разведочная скважина № ВН-30 месторождения «Белый Тигр» блока 09-1, в которой параметр - поперечная волна полностью записывалась, выбрана в качестве базовой для проведения исследования модели зависимости Vs от Vp и других геофизических данных.

Так был проведён анализ по 6285 точек в интервале 2264-3527м скважины № ВН-30. Критериями оценки степени удовлетворения модели являлось значение R2

(коэффициент детерминации) и R (коэффициент взаимоотношения). Коэффициент детерминации характеризует объяснение изменения (%) выходного значения модели в зависимости от независимых переменных. Коэффициент взаимоотношения (значение R) указывает на взаимоотношение между переменными в модели. Чем ближе значения Я и Я2 к единице, тем модели надёжнее. На основании отмеченного получены уравнения (3.40-3.42). Аналогично, были получены 3 уравнения выражения зависимости скорости поперечной акустической волны от Ур, GR, МРШ и ЯНОВ на основании результата множественной линейной регрессии в скважине №2 СТ-4Х месторождения «Белуга» блока 09-3/12 и № ТИТ-4ХР «Белый Заяц» блока 09-1 в таблицах 3.4, соответственно.

Таблица 3.4 - Уравнения для расчёта скорости Уб для разных скважин.

Уравнение Я2 № Уравнение Скважина

Уб = -0,542 + 0,6576*Ур 0,54 3.40

Уб =1,3981+0,5127*Ур+0,000796*аЯ-1,596*КРШ 0,61 3.41

- 0,489*КН0В № ВН-30.

Уб = 0,616*Ур - 0,000544*0Я - 0,715*КРН1 0,98 3.42

- 0,07561*ЯИ0В

Уб = -0,267 + 0,5674*Ур 0,53 3.43

Уб =1,3147 + 0,5859*Ур + 0,0036*0Я - 1,1458*КРН1 0,61 3.44

- 0,68*ЯИ0В № СТ-4Х

Уб = 0,6261*Ур + 0,003 *0Я - 0,772*КРН1 0,99 3.45

- 0,2094*ЯИ0В

Уб = -0,255 + 0,6157*Ур 0,76 3.46 № ТИТ-4ХР

Уб = 0,093 + 0,4983*Ур - 0,0029*0Я - 0,183*КРН1 0,78 3.47

+ 0,1862*ЯИ0В № ТИТ-4ХР

Уб = 0,511*Ур - 0,0029*0Я - 0,122*КРН1 0,99 3.48

+ 0,1978*ЯИ0В

Вышеприведённые уравнения показывают, что коэффициенты независимых

переменных (МРШ, ЯНОВ и УР) являются значимыми и важными переменными регрессии, а коэффициенты GR слабым переменным модели.

На следующем этапе из модели были удалены переменные малого значения и были получены следующие уравнения для скважин № ВН-30, СТ-4Х и ТИТ-4ХР соответственно:

Уб =1,27 + 0,509*Ур - 1,4807*ЯРШ - 0,4057*ЯН0В, Я2 = 0,61 (3.49)

Уб =1,0705 + 0,5370*Ур - 0,5067*№И1 - 0,4549*ЯН0Б, Я2 = 0,57 (3.50)

Уб =-0,0071 + 0,5196*Ур - 0,463*№И1 + 0,102*ЯИ0Б, Я2 = 0,76 (3.51)

Видно, когда использовались все требуемые параметры, Я2 составляли 61%, 61% и 78% в скважинах №2 ВН-30, СТ-4Х и ТИТ-4Х, соответственно, но, когда были удалены коэффициенты ОЯ, значения Я2 модели уменьшались примерно на 2 - 4%.

Однако, чтобы распространить вышеуказанные уравнения для расчёта скорости поперечной акустической волны, необходимо было произвести дополнительную проверку их на соседних скважинах. Поэтому выбраны разведочные скважины № СТ-3Х на месторождении «Белуга» блока 09-3/12 и № ВН-1803 блока 09-1. Было принято решение провести расчёты скорости поперечных волн по полученным уравнениям в таблицах 3.4 и 3.5, и дальше сопоставлять вычисляемые значения с результатами, полученными при проведении ГИС, рис. 3.3-3.4.

Рис.3.3 - Результат проверки предложенных зависимостей У8 При множественном линейном регрессионном анализе входные параметры модели были увеличены, а эффект влияния разных петрофизических параметров, такие как ОЯ, ЯИОБ, МРИ! и УР, был использован для оценки скорости поперечной

волны. Скорость распространения акустической волны прогнозировалась с коэффициентом корреляции до 99%. При применении этих уравнений коэффициенты корреляции между рассчитываемыми значениями и замеряемыми значениями ГИС достигают 82% (R2=0,82). Уравнение со свободным коэффициентом «intercept» и входом всех переменных значений Vp, GR, NPHI и RHOB всегда дают самые высокие значения коэффициента корреляции R2 и коэффициента вычисляемых значений Vs, (рис. 3.4).

Vs = 0,616*Vp - 0,000544*GR -0,715*NPHI - Vs =1,3981+0,5127* Vp+0,000796*GR-1,596» NPH I

0,07561 *R НО В Or489*RHOB

0.5 1 1.5 2 2.5 В 0 °-5 1 1-5 2

Вычисляемые значения Vs, 10= м/сек. Вычисляемые значения Vs, 10= м/сек.

Рис.3.4 - Результат проверки предложенных зависимостей Vs (продолжение)

Как видно, данный подход может быть перспективен в оценке скорости поперечной акустической волны ^б). Однако, он имеет некоторые недостатки, затрудняющие их приложение в некоторых конкретных случаях, на пример, при обобщении для разных литологических разрезов. На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

• Показано, что между акустическими волновыми и ИРШ, ЯНОВ, ОЯ данными каротажа существует множественная линейная регрессия;

• Представлено успешное построение зависимости прогноза скорости поперечной волны на месторождениях блоков 09-1 и 09-3/12, на шельфе юга Вьетнама;

• По результатам исследования предложены зависимости для прогнозирования поперечной акустической волны через продольную и другие геофизические данные (в 103 м/с) для различных месторождений:

Vs = 0,616^р - 0,000544*0я - 0,715*№Н1 - 0,07561*ЯН0В « Белый Тигр» Vs = 0,6261 ^р + 0,003*0Я - 0,772*№Н1 - 0,2094*ЯН0В « Белуга» Vs = 0,511^р - 0,0029*0Я - 0,122*ЯРШ + 0,1978*ЯН0В « Белый Заяц»

ГЛАВА 4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КЕРНОВ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОЧНОСТИ И УПРУГИХ МЕХАНИЧЕСКИХ

СВОЙСТВ ГОРНЫХ ПОРОД 4.1 Разработка программы и методики проведения испытаний образцов кернового материала

Механические показатели горных пород включают в себе упругие показатели (модуль Юнга и коэффициент Пуассона, модуль сдвига, коэффициент сжимаемости) и прочностные показатели горных пород (прочность горных пород, сцепление горных пород (С) и угол внутреннего трения (ф)). Они были определены в ходе исследования керновых материалов и интерпретации геофизических данных.

Объект исследований - керны горных пород месторождений блока 09-1. Целью работы является лабораторное исследование образцов керна горных пород для моделирования устойчивости стенок скважин и на основании чего, определение «окна» плотности бурового раствора в процессе проектирования; эффективности проведения операций ГРП.

Исходный материал - предоставленные образцы кернов горных пород песчаники и алевролиты диаметром 100мм, длиной 150 - 250мм в количестве 15шт.

Программой исследований является определение динамических и статических механических показателей кернов горных пород.

Определение свойств горных пород производилось в соответствии со стандартами Международного общества механики горных пород (ISRM): Suggested Methods for Determining the Strength of materials in Triaxial Compression, Revised Version - 1983г, Upgraded ISRM: Suggested Method for Determining Sound Velocity by Ultrasonic Pulse Transmission Technique - 2014г; а также действующих российских нормативных документов: ГОСТ 21153.8-88 «Породы горные. Метод определения предела прочности при объёмном сжатии», ГОСТ 28985-91 «Породы горные. Метод определения деформационных характеристик при одноосном сжатии», ГОСТ 21153.7-75 «Породы горные. Метод определения скоростей распространения упругих продольных и поперечных волн» [11-13,89].

В рамках исследования производились эксперименты 15 образцов горных пород с заданием пластовых условий, приведённых в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Параметры пластовых условий, задаваемых при испытании

кернов горных пород

№ Код Отложение Глубина Температура Поровое Боковое

образца отбора испытания, давление-Оп , давление-Ог,

образца, м oC МПа МПа

1 1-1 Нижний миоцен 3820 112 16,5 62,4

2 1-2 Нижний миоцен 3813 108 22,6 66,4

3 1-3 Нижний миоцен 2837 108 22,6 66,4

4 1-4 Нижний миоцен 2827 112 16,5 62,6

5 1-5 Нижний миоцен 3079 108 15,4 84,8

6 1-6 Верхний олигоцен 3078 72 11,3 47,9

7 1-7 Верхний олигоцен 3596 154 13,2 77,6

8 1-8 Верхний олигоцен 3597 136 45,9 78,8

9 1-9 Верхний олигоцен 3801 136 45,9 78,8

10 1-10 Верхний олигоцен 3722 136 35,1 85,0

11 1-11 Верхний олигоцен 3730 136 35,1 82,9

12 1-12 Нижний миоцен 3724 136 35,1 82,6

13 1-13 Нижний миоцен 2842 136 35,1 82,9

14 1-14 Верхний олигоцен 2176 140 21,3 83,1

15 1-15 Нижний олигоцен 3500 140 21,3 83,1

Результаты испытания отражены через следующие механические показатели

горных пород, включающие динамические показатели (скорость продольной и поперечной акустической волны, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, коэффициент сжимаемости) и статические показатели (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, коэффициент сжимаемости, предел пропорциональности, предел прочности при объёмном сжатии).

4.2 Подготовка образцов к испытаниям

Подготовка образцов заключалась в обработке торцевых поверхностей образцов на камнеобрабатывающем оборудовании для обеспечения качества поверхностей, удовлетворяющих требованиям ГОСТ 21153.8-88 «Породы горные. Метод определения предела прочности при объёмном сжатии». Для этих целей использовали шлифовальный станок испытания Штрассена «Strassen test», оборудованный двумя алмазными фрезами, позволяющий обрабатывать обе торцевые поверхности одновременно, что способствует обеспечению высокой

параллельности и плоскостности торцевых поверхностей. Для слабосцементированных пород обработка торцевых поверхностей осуществлялась планшайбой МС-1. Шлифовка поверхностей производится с использованием специальных оправок и карборундового порошка.

Подготовку поверхностей образцов производили с удовлетворением следующим требованиям: отклонение от плоскостности торцевых поверхностей -не более 0,02мм; отклонение от перпендикулярности длинной оси образца - не более 0,06мм на 60мм длины; отклонение от прямолинейности боковых поверхностей - не более 0,3мм по всей длине образца. После подготовки торцевых поверхностей производили измерение диаметра и высоты образца. Диаметр образца измеряли электронным штангенциркулем в трёх местах по высоте (в середине и у торцов) в двух взаимно перпендикулярных направлениях с точностью не более 0,1мм. За средний диаметр принимали среднее арифметический результат всех измерений. Высоту образца измеряли с точностью не менее 1мм.

Дальнейшая подготовка к испытаниям заключалась в герметизации боковой поверхности образцов от проникновения рабочей жидкости (силиконовое масло), с помощью которой создаётся боковое давление на образец. В качестве гидроизолирующей оболочки использовали термоусадочные полихлорвиниловые трубки соответствующего диаметра. Торцы образца изолировали от жидкости стальными накладками, конструкция которых имеет на торцевой поверхности концентрические и радиальные канавки с отверстиями для оттока или подачи жидкости в образец.

Для измерения акустических свойств в накладках устанавливали ультразвуковые датчики продольных и поперечных волн. Заключительной частью подготовки являлась установка на образце деформометров для измерения продольной и поперечной деформаций. Деформометр поперечных деформаций устанавливался в средней (по высоте) части образца. Конструктивно он состоит из роликовой цепи, охватывающей образец по окружности и закреплённый на концах цепи тензометрического датчика. Деформометр устанавливался на боковых поверхностях образца по двум диаметрально противоположным сторонам.

4.3 Проведение испытаний

Для проведения испытаний использовали сервогидравлическую систему ЯТЯ 1500 (таблица 4.2). В системе ЯТЯ 1500 каждому типу создаваемого давления соответствует определённый гидроусилитель.

Таблица 4.2 - Технические характеристики сервогидравлической системы ЯТЯ1500

П/п Наименование характеристик Значение

1 Максимальная осевая нагрузка 1500кН

2 Точность измерения нагрузки +/-1,0%

3 Максимальное боковое давление 90МПа

4 Точность измерения бокового давления +/-0,25%

5 Максимальное поровое давление 90МПа

6 Точность измерения порового давления +/-0,25%

7 Создаваемая температура в камере трёхосного сжатия -30°С - 200°С

8 Точность измерения и поддержания температуры в камере трёхосного сжатия +/-10

9 Диапазон измерения деформаций датчиком продольных деформаций +/-5мм

10 Точность датчика продольных деформаций +/-0,5%

11 Диапазон измерения деформаций датчиком поперечных деформаций +/-5мм

12 Точность датчика поперечных деформаций +/-0,5%

13 Диапазон измерения времени прохождения 10-9999

акустической волны мкс

14 Предел допускаемой абсолютной погрешности ± (0,011 +0,1)

измерения времени распространения волны мкс

Перед проведением испытаний, в лабораторных условиях производилась калибровка всех измерительных датчиков на соответствие параметров точности, указанных в таблице 4.2.

Процедура испытаний заключалась в следующем. Подготовленный образец помещался в камеру трёхосного сжатия (стабилометр), рассчитанный на реализацию осесимметричного нагружения вида а1>а2=а3. Камеру с установленным образцом герметизировали, заполняли рабочей жидкостью и нагревали до достижения пластовой температуры. Значение пластовой

температуры обеспечивалось с помощью нагревательного контура, расположенного на внешней поверхности камеры трёхосного сжатия. Контроль температуры осуществлялся с помощью термопар, размещённых снаружи и внутри камеры рядом с поверхностью образца.

Следующим этапом испытаний являлось задание всестороннего (горного) и пластового (порового) давлений. Величины этих давлений для каждого образца заданы и приведены в программе исследований по согласованию геологического отдела. Давления задавали ступенями: вначале всестороннее, затем поровое с выдержкой на каждой ступени 5мин. Величина ступени всестороннего давления составляла 3МПа, порового давления - на 2МПа меньше всестороннего. В качестве жидкости для создания порового давления, в связи с отсутствием данных о составе и степени минерализации пластовой жидкости, использовался керосин (не вызывает процесса набухания глинистых частиц). После достижения требуемых значений всестороннего и порового давлений, прикладывали к торцам образца (через стальные накладки) осевую нагрузку до достижения предельного значения. Осевую нагрузку измеряли с помощью датчика силы, расположенного в камере трёхосного сжатия. Датчик силы измерял дифференциальную нагрузку на образец, т.е. разницу между реально действующей на торец образца нагрузкой и величиной всестороннего давления. Скорость роста осевой нагрузки составляла 1МПа/с. Постоянство скорости нагружения обеспечивалось системой автоматического управления прессом. Значения температуры, горного и пластового давления, заданные на начальном этапе (до повышения осевого давления) оставались неизменными на протяжении всего времени испытания образца.

Измерение скорости прохождения акустических волн производилось перед началом испытания (образец не нагружен), затем выходили на пластовые условия и далее на этап нагружения образца.

4.4 Результаты обработки и анализа данных экспериментальных исследований

Исходными данными для определения статических показателей являлись измеренные в процессе проведения испытания дифференциальная нагрузка,

продольная и поперечная деформация образца, величины горного и порового давления. В соответствии с техническим заданием и программой испытаний определялись следующие статические показатели:

Предел прочности при трёхосном сжатии (а) при заданном значении горного и порового давлений для каждого образца вычислялись по формуле:

р

О = Од + Ог - Оп, Од = -

(4.1)

где: Р - дифференциальная нагрузка, приложенная к торцам образца, Н; F -площадь поперечного сечения образца, м2; од - дифференциальные напряжения, Па (точка с на рисунке 4.1); Ог - всестороннее (горное) давление, Па, Оп - поровое давление, Па.

Рис. 4.1 - Схематическая диаграмма «Дифференциальные напряжения -продольные деформации-поперечные деформации» Статический модуль Юнга (Ест) определялся на линейном участке диаграммы «аос - 8//» (рисунок 4.1) как отношение приращения напряжений Дад к приращению относительных деформаций Д8//.

Статический коэффициент Пуассона (цСТ) определялся также для линейного участка диаграмм «ад-8±» и «ад-8//» как отношение приращения относительных поперечных деформаций к приращению относительных продольных деформаций.

Предел пропорциональности устанавливался по начальному моменту

развития пластических деформаций, что на диаграмме соответствует начальному моменту отклонения от линейности (точка, а на рисунке 4. 1).

Статический коэффициент сжимаемости (Кст): Коэффициент сжимаемости характеризует способность горной породы изменять свой объём под действием внешнего давления и определялся по формуле:

1 ДУ

Кст = -ГдР (4'2)

где: V - начальный объем образца, ДУ - изменение объёма при нагружении образца, ДР - изменение давления.

Исходными данными для определения динамических показателей являлись измеренные в процессе проведения испытания дифференциальная нагрузка, время прохождения продольной и поперечной акустической волны через образец, плотность образца.

Динамические показатели (модуль Юнга, коэффициент Пуассона, модуль сдвига, объёмный модуль упругости) определены по формулам 3.34-3.37 в главе 3.

Акустическая жёсткость (Кдин.) - способность породы передачи колебательного движения, величина которого равна произведению скорости распространения упругих волн в горной породе на её плотность:

Кдин. = Р*Ур (4.5)

где: Ур, р - соответственно, скорость продольной акустической волны и плотность образца.

С учётом литолого-стратиграфической характеристик разреза скважины, ниже представлено краткое описание исследуемых образцов кернов:

Образец 1 -1: песчаники серые, разнозернистые, крепко- неравномерные сцементированные глинисто-карбонатным цементом.

Образец 1-2: песчаники буровато-серые, средне-мелкозернистые, крепко сцементированные глинистым, участками с примесью карбонатного материала, или карбонатным цементом.

Образец 1-3: алевролит серый, плотный, массивный, обогащённый в отдельных местах органикой, по отдельным тонким прослоям.

Образец 1-4: песчаник серый с коричневым оттенком, нефтенасыщенный.

Образец 1-5: аргиллит неравномерно окрашенный, зеленовато-серый и темно-коричневый, рыхлый.

Образец 1-6: аргиллит темно-серый, плотный.

Образец 1-7: песчаники бурые и буровато-серые, мелкозернистые, массивные и неясно-тонкослоистые в единичных дециметровых светлых прослоях, близкие по минеральному составу к аркозовым, с глинистым цементом.

Образец 1-8: песчаники бурые и буровато-серые, мелкозернистые, массивные и неясно-тонкослоистые в единичных дециметровых светлых прослоях, близкие по минеральному составу к аркозовым, с глинистым цементом.

Образец 1-9: песчаник светло-серый, мелко и среднезернистый, хорошо окатанный, отсортированный, массивный, однородный, цемент карбонатный, с чешуйками слюды;

Образец 1-10: песчаник светло-серый, мелко-среднезернистый, хорошо скатанный и отсортированный, крепкий, с чешуйками мусковита и биотита, пропитан нефтью;

Образец 1 -11: песчаник светло-серый, мелко-среднезернистый, хорошо скатанный и отсортированный, крепкий;

Образец 1-12: аргиллит алевритистый, темно-серый;

Образец 1-13: алевролит серый, глинистый, слюдистый, чешуйки слюд мусковита до 2 мм, распределяются линзочками, придавая породе слоистую текстуру, плотный, массивный;

Образец 1 -14: песчаники зеленовато-серые, мелко-среднезернистые, средне сортированные, аркозовые с глинистым цементом, плотные, средней крепости;

Образец 1-15: песчаник светло-серый, мелко-среднезернистый, крепко сцементированный карбонатным цементом, с косой слоистостью.

Результаты определения статических и динамических показателей образцов горных пород представлены в таблицах 4.3.

Таблица 4.3 - Результаты определения статических и динамических показателей

Код образца Плотность, кг/м3 Предел прочности , МПа Предел пропорциональности, МПа Статические показатели Динамические показатели

Ест, ГПа Р-ст ^ СТч 10-5МПа-1 Ур, м/с У8, м/с ^дин, ГПа Мдин

1-1 2397 124,1 93,2 15,4 0,21 3,81 3359 1800 20,17 0,30

1-2 2346 131,0 101,1 17,5 0,20 3,45 3521 1960 22,99 0,28

1-3 2438 156,9 130,3 29,5 0,13 2,40 4274 2269 32,72 0,30

1-4 2054 107,6 74,4 15,0 0,20 3,97 3450 1987 20,30 0,25

1-5 2530 111,4 94,6 19,5 0,22 2,89 3635 1841 22,77 0,33

1-6 2063 121,3 101,9 20,4 0,23 2,66 3800 1957 20,85 0,32

1-7 2116 102,9 65,5 19,7 0,20 4,05 3502 2123 23,07 0,21

1-8 2113 90,3 48,2 14,1 0,21 4,25 3320 2014 20,72 0,21

1-9 2459 115,8 74,2 16,4 0,22 3,47 3587 1815 21,51 0,33

1-10 2500 209,7 166,3 31,4 0,20 1,95 4679 2331 36,27 0,33

1-11 2315 109,7 79,7 14,8 0,23 3,71 3397 1692 17,70 0,34

1-12 2440 165,5 126,2 18,3 0,17 1,95 3368 1964 23,39 0,24

1-13 2215 161,5 102,8 21,2 0,19 2,92 3359 1995 21,64 0,23

1-14 2207 93,4 72,5 16,2 0,24 3,21 3250 1723 17,09 0,30

1-15 2260 114,9 102,5 21,05 0,17 3,09 3657 2233 27,11 0,20

На основании результатов экспериментальных исследований керна нефтяного месторождения шельфе юга Вьетнама блока 09-1 построены зависимости между динамическими и статическими значениями модуля Юнга, коэффициента Пуассона, которые представлены на рисунках 4.2 - 4.3.

а аП

^

и н е чеа

н

3

е

еок

с е

4 и тиа

т

О

35 30 25 20 15 10 5 0

Модуль Юнга

0,00 5,00 10,00 15,00 20,00 25,00 30,00

Динамическое значение, ГПа

35,00 40,00

Рис. 4.2 - Зависимость между Един. и Ест. значениями модуля Юнга

Коэффициент Пуассона

м

« 0,2

у = 0.3912х + 0.0983 R2 = 0.70

0

0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40

Динамическое значение

Рис. 4.3 - Зависимость между цдин. и цст. значениями коэффициента Пуассона Исследования в условиях трёхосного сжатия проведены с моделированием пластовых условий: температуры, горного и пластового давлений. На основании результатов эксперимента построены следующие зависимости между динамическими и статическими значениями упругости горных пород:

Цех. = 0,3912* Цдин. + 0,0983; Я2 = 0,70 (Без ед. измерения) (4.11)

На основании вышеизложенного можно сделать вывод, что в результате исследования статических и динамических характеристик горных пород скважин, определены показатели прочностных свойств и упругие показатели горных пород (предел прочности при трёхосном сжатии, предел пропорциональности, модуль Юнга, коэффициент Пуассона), которые могут быть положены в основу предложенных геомеханических расчётов и геомеханического моделирования устойчивости стенок скважин по блоку 09-1 на шельфе юга Вьетнама.

Ест. = 0,9018 * Един. - 1,5766; R2 = 0,85 (ГПа)

(4.10)

ГЛАВА 5. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ МОДЕЛИРОВАНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СТЕНОК СКВАЖИН

5.1 Разработка методов определения порового давления в глинисто-сланцевых породах на примере данных по блоку 09-1

При бурении скважин и разработке месторождений определение порового давления играет важную роль, особенно для зон АВПД. Прогнозирование поровых давлений позволяет повысить качество строительства скважин, обеспечить снижение времени на ликвидацию осложнений. Прогнозирование давления в глинисто-сланцевых пластах является сложной и трудоёмкой работой из-за того, что глинисто-сланцевые пласты имеют низкую проницаемость и не пропускают флюид через себя. Как известно, поровое давление в глинисто-сланцевых пластах не измеряется приборами в скважине, поэтому косвенное определение значений давления все ещё является актуальной задачей для всех нефтегазовых компаний.

Разнообразные факторы рассматриваются для объяснения проявления АВПД в осадочных отложениях, в основных причинах которых многие исследователи считают [96]:

1) Недоуплотнение пластов или неравновесное уплотнение. В этих случаях при уменьшении объёма системы за счёт увеличения нагрузок вышележащих пород и компрессии, седиментационная поровая вода не успевает отжаться в коллекторы и начинает испытывать статическое давление. В результате в толще глины возникает АВПД.

2) Тектоническое сжатие также является механизмом образования порового давления, что аналогично с недоуплотнением, если крупномасштабные тектонические изменения напряжения происходят в течение геологических коротких периодов времени.

3) Влияние теплового фактора относится к механизму образования избыточного давления, обусловленному тем, что по мере захоронения осадков они нагреваются. Нагрев вызывает расширение жидкости в порах и приводит к увеличению избыточного давления.

4) Генерация углеводородов из термического созревания керогена

связана с заметным увеличением объёма поровой жидкости и, следовательно, также может привести к образованию избыточного давления.

5) Реакция дегидратации, связанные с дегидратацией минералов, были предложены как другой механизм, приводящий к развитию избыточного давления.

6) Гидростатический эффект и вертикально-миграционные механизмы могут привести к значительному избыточному давлению в верхней части резервуаров и в верхнем пласте.

7) Эффект центроида относятся к тому факту, что относительно высокое поровое давление возникает в верхней части наклонного песчаного тела, находящегося в сланце.

По принципам зоны АВПД могут быть определены и оценены: 1) до начала бурения по данным соседних скважин и сейсморазведки; 2) в процессе бурения на основании параметров бурения (нагрузка на долото, механическая скорость бурения, момент вращения, затяжка и посадка при СПО), В-экспонента, данных ГТИ (показателей бурового раствора и пробуренных пород), прямых признаков газонефтеводопроявления (ГНВП); 3) после завершения бурения по данным ГИС.

Рис.5.1 - Определение фактора формирования зон АВПД Под действием возрастающих эффективных напряжений глины уплотняются, что приводит к значительному снижению пористости. Снижение пористости приводит к изменению других свойств: скорости акустической волны, удельного условного электрического сопротивления. Если поровое давление превышает нормальное, то эффективное напряжение ниже нормального значения,

а пористость выше нормальной пористости. Эти факторы позволяют выявить зоны АВПД, связанные с недоуплотнением или неравновесным уплотнением.

Анализ графиков скорости продольной акустической волны против плотности пород совместно с графиком давления, указывает на то, что неравновесное уплотнение из-за нагрузки является основным фактором формирования зоны АВПД на морских месторождениях на шельфе Вьетнама, рис. 5.1.

Методы Итона с помощью анализа материалов ГИС, включающих удельное условное электрическое сопротивление (Я или ЬЬЭ) и скорость продольной акустической волны (Ур или ЭТ), позволяют определение зоны АВПД. Нормальное давление обуславливает нормальное уплотнение пород и тренда нормального уплотнения (КСТ). АВПД приводит к формированию высокой пористости, что можно ожидать на этой глубине.

В некоторых случаях было невозможно создать тренду нормального уплотнения для Я. Это может быть связано с тем, что запись Я измеряет пористость, и возможно, запись Я более чувствительна к изменениям фракций по сравнению со Ур, зависящей в большей степени от эффективного напряжения.

Показано, что кривые Ур и R начинают расходиться от тенденции нормального уплотнения с кровли нижнего миоцена.

Таблица 5.1: Результаты определения зон АВПД разными методами

Скважин Глубина нижнего миоцена по Глубина олигоцена по

Э-экспонент данным ГИС Э-экспонент данным ГИС

ВН-1801 2192 2203 3145 3144

ВН-47 2228 2230 3166 3159

МТЭ-1Х 2092 2097 3123 3130

Я-55 1973 1973 2686 2698

СТ-2Х 1788 1783 2558 2568

СТ-4Х 1870 1870 2433 2432

ТИТ-5Х 2193 2172 3215 3217

ТИТ-4ХР 2175 2185 3223 3227

Результаты анализа фактора формирования АВПД по кривой скорости продольной акустической волны и Э-экспоненту совпадают, рис.5.1 и таб.5.1.

Установлено, что зона АВПД в исследуемом пределе на месторождениях блока 091 впадины КыуЛонга начинается с нижнего миоцена. Высокая степень АВПД отмечена в горизонтах отложений верхнего олигоцена.

Оценка порового давления основана на принципе эффективного напряжения, в котором полное вертикальное напряжение равно сумме эффективного напряжения и порового давления. Следовательно, основные этапы технологического процесса для оценки порового давления: 1) Расчёт вертикального напряжения (аУ) по данным каротажа плотности горных пород; 2) Расчёт эффективного напряжения (ае) из измерений логарифма данных Ур или Я горных пород; 3) Расчёт порового давления по формуле: Рпор. = оу - се; 4) Сопоставление полученных значений порового давления с достоверной информацией - данные тестирования пласта, признаки ГНВП и газопоказания, обвальный шлам.

Популярнее всего прогноз порового давления осуществляется по методике кривых нормального уплотнения глин - закономерности изменения свойств пород в результате их уплотнения в процессе накопления осадков. Используются различные методы прогноза порового давления: метод эквивалентной глубины, метод Итона (1972, 1975); метод Бауэрса (1995); метод Миллера и модель Тау [34,77,87,95].

Согласно принципу эквивалентной глубины, на основании равенства физических параметров глинистых пластов принимаются равным эффективные напряжения скелета породы на искомой глубине НВ (аномальное поровое давление) и на эквивалентной глубине НА (нормальное поровое давление).

аеНА = аеНв т.е. агНсАт - Р^А = агНсВт-рНв (5.2)

где: аНсТ , а^Т - геостатическое давление пород на глубинах НА и НВ,

РНд гчНк

еА; РАВ - нормальное и аномальное гидростатическое давления на глубинах НА и НВ, соответственно, рис. 5.2.

Из формулы выше можно получить значение порового давление в зоне АВПД. Однако, результаты исследований показали, что такой метод подходит для

поровых давлений до 1,4г/см3.

Рис. 5.2 - Схема определения эквивалентной глубины

В 1972г. Итон представил следующее уравнение для прогнозирования порового давления в глинистых породах с использованием каротажа удельного условного электрического сопротивления горной породы:

Рпор. ^ Ргидр.) ^^ )

(5.3)

где: Ргидр. — гидростатическое давление (нормально принимается 1,03МПа/км), Я -удельное условное электрическое сопротивление сланца, полученное из каротажа скважины, Яп - удельное условное электрическое сопротивление сланца при нормальном уплотнении, п - показатель, изменяющийся в диапазоне 0,6-1,5 и обычно применяется п = 1,2.

Позднее в 1975г. Итоном было предложено эмпирическое уравнение для прогнозирования порового давления в зависимости от скорости продольной акустической волны:

( V V

Рпор. ^ Ргидр.) I Т} ]

(5.4)

где: КР(П) - скорость продольной акустической волны в сланцах при нормальном уплотнении; - фактическая скорость продольной акустической волны в сланцах, полученные из данных каротажа скважины, может быть получено из данных сейсморазведки. По результатам исследования поровых давлений на различных территориях рекомендуется применять этот метод Итона для градиента поровых

давлений ниже 1,3 г/см3.

Известный исследователь Бауэрса в 1995г. предложил определение эффективного напряжения из измеренных данных геостатического давления и соответствующих интервальных скоростей акустической волны от данных каротажа скважины в Мексиканском заливе. Он предположил, что скорость акустической волны и эффективное напряжение имеют отношение:

Ур=Ут1 + ЛаВ (5.5),

где Ур - скорость продольной акустической волны на заданной глубине, Ум -скорость продольной акустической волны на дне моря, А и В - калиброванные параметры.

Подставляя значение из уравнения (5.2.5) в (5.2.1) получено следующее уравнение: