Разработка технологических решений по бурению скважин в неустойчивых отложениях рифтовой зоны морских месторождений

Во введении изложены цель и задачи диссертации, обоснована актуальность темы диссертационного исследования, выделены выносимые на
защиту научные положения.
В первой главе приведены результаты анализа причин возникновения
осложнений и аварий при разбуривании глинистых отложений, представлены обзор методических и технологических решений по обеспечению устойчивости стенок скважины и современные методы обеспечения устойчивости стенок скважины.
Бурение скважин в неустойчивых глинистых породах из-за специфических их свойств происходит с осложнениями, приводящими к значительным материальным и временным затратам, превышающим проектные.
Глинистые породы непрерывно меняются во времени под влиянием внешних и внутренних факторов, в основном температуры и давления. Как известно, 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. Высокая физико-химическая активность глинистых минералов обусловлена не только малым размером, но и особенностями их кристаллического строения. 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. (монтмориллонит, нонтронит). Такие набухающие пластичные и водочувствительные глинистые породы ведут себя как высокопластичные тела, вызывают сужение ствола скважины и вываливаются. 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 (каолинит, гидрослюда, хлорит, палыгорскит), они способны растрескиваться и осыпаться в глубинных условиях при вскрытии бурением.
В целом неустойчивость ствола скважины обусловлена наличием одного или нескольких механизмов. Причины потери устойчивости стенок скважин можно классифицировать на контролируемые и естественные. Благодаря надлежащей корректировке контролируемых причин, таких как плотность бурового раствора и качественный буровой раствор, технико-технологические факторы и т.д., негативные последствия естественных причин могут быть сведены к минимуму и в некоторых случаях устранены.
На основе литературного обзора методических и технологических решений по обеспечению устойчивости стенок скважины можно сказать, что успешное обеспечение устойчивости стенок скважин зависит от многих факторов. Чтобы сохранить ствол скважин близко к номинальному состоянию
требуется применение одновременно ряда мер в конкретных условиях месторождений и с учётом опыта решения аналогичных проблем на соседних скважинах. Самыми эффективными путями для обеспечения устойчивости стенок скважин все ещё остаются создание достаточного противодавления на стенки скважины при использовании соответствующей плотности бурового раствора в комплексе с оптимальными решениями по выбору бурового раствора; минимизация времени взаимодействия бурового раствора с горной породой; совершенствование технико-технологических подходов; определение устойчивого азимутального направления контакта и траектории ствола скважины.
Во второй главе проведён анализ горно-геологических условий строительства морских скважин; рассмотрено современное состояние и опыт применения технических средств и технологических решений для предупреждения и ликвидации осложнений при строительстве скважин в СП «Вьетсовпетро».
Блок 09-1 расположен в пределах Кыулонгской впадины, которая представляет собой дотретичный рифтовый бассейн, расположенный в основном на континентальном шельфе южного Вьетнама и частично на суше, в районе устья реки Меконг. Этот бассейн протягивается в направлении Северо- Восток – Юго-Запад и имеет размер 110х360 км2. Бассейн заполнен, в основном, терригенными отложениями третичного возраста, максимальная мощность осадочного чехла в центре бассейна, возможно, достигает 8–9 км.
Бурением скважин на месторождениях СП «Вьетсовпетро» предусматривается вскрытие кайнозойского терригенного комплекса с песчано- глинистыми отложениями олигоцена, миоцена и плиоцена четвертичного возраста, а также кристаллического фундамента.
Глинистые фракции пород миоценового возраста имеют в своём составе широкий ассортимент глинистых минералов, способных к гидратационному набуханию и разупрочнению, что оказывает отрицательное влияние на устойчивость стенок скважины, особенно в горизонтальных и наклонно-
направленных участках ствола. В песчаных коллекторах нижнего миоцена широко представлены каолинит и способный к набуханию – монтмориллонит. В коллекторах олигоцена преобладают ненабухающие хлорит и гидрослюда, при подчинённом значении каолинита и цеолита, таблица.1.
Таблица 1 – Содержание глинистых минералов в осадочных породах
Наименование глинистых минералов
Состав, %
Монтмориллонит
–
–
Нижний Верхний миоцен олигоцен
Нижний олигоцен
Каолинит 45 20 15
Хлорит – 30 35
Неустойчивые глинистые породы на морских месторождениях СП «Вьетсовпетро» в основном проявляются в отложениях нижнего миоцена и олигоцена. В отложениях нижнего миоцена поведение неустойчивости глинистых пород в основном характеризуется выпучиванием, сужением ствола и, в последствии, наблюдаются вывалы и обвалы стенок, а в олигоцене – осыпание и обвалы, кавернообразование и газонефтеводопроявление (ГНВП). Ситуация усложняется при бурении нижнего миоцена и верхнего олигоцена, верхнего и нижнего олигоцена совместно. Высокое содержание монтмориллонита в нижнем миоцене является основной причиной, приводящей к ряду проблем при бурении данного интервала, потери устойчивости стенок скважины (набухание, сужение ствола, осыпи и обвалы).
Данные записи кавернометрии позволяют оценить состояние ствола, контролировать скорости сужения ствола и скорости кавернообразования. Основные признаки потери устойчивости при отсутствии записи кавернометрии: увеличение бурового шлама на поверхности по содержанию и размеру; затяжки/посадки бурового инструмента; резкое повышение давления на буровом насосе и момента вращения на приводе; в самой тяжёлой ситуации, прихват инструмента с потерей циркуляции. По результатам рассмотрения
Гидрослюда
15
45
40
Цеолит
–
5
10

материалов по скважинам установлено, что потери устойчивости стенок отмечены более чем в 55% скважин.
Анализ времени устойчивости стенок от начала бурения интервала был произведён на основе материалов промысловых отчётов строительства 28 скважин. Установлено, что время устойчивого состояния горных пород с момента вскрытия бурением может достигать максимального значения 5 сут и 7 сут в нижнем миоцене и олигоцене, соответственно. В последствии начинается проявление осложнений, связанных с неустойчивостью стенок скважины, сопровождающихся возникновением осыпей различной интенсивности, Рис.1.
Ultradril KCl/Glycol ИАКР
Время устойчивости стенок, сут
012345678 1900
2100
2300
2500
2700
2900
3100
3300
3500
3700
3900
4100
Прихват инструмента
(Опасная зона)
Неустойчивость стенок
(Неустойчивая зона)
Устойчивость стенок
(Устойчивая зона)
1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00
Опа
Неу
0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 16,0 18,0 20,0 Время нахождения открытого состояния, сут
Ус
сная
стойч
тойчивая зона
зона
ивая зона
Рис. 1 – Статистика времени устойчивости стенок скважин, сут.
Рис. 2 – Анализ устойчивости стенок через частоты посадок и затяжек.
Частота возникновения посадок и затяжек (n/N), являющаяся отношением количество посадок/затяжек (n) к общему количеству спуск-подъёма (N), используется для оценки степени устойчивости стенок скважин. Значение отношения частоты близко к нулю – ствол более устойчивый.
Был проведён анализ устойчивости стенок в 48 скважинах с различными способами бурения и типами буровых растворов. В зависимости от значения частоты возникновения посадок и затяжек можно разделить состояние стволов скважин на 3 зоны: опасная зона (n/N ≥ 0,6), неустойчивая зона (0,35 ≤ n/N < 0,6) и устойчивая зона (n/N < 0,35). Результаты анализа показали, что значение частоты (n/N) более и равно 0,6 с высокой вероятностью приводит к прихвату инструмента или не позволяет спустить обсадную колонну и геофизические приборы до проектной глубины. В этом случае должно производиться дополнительное действие, чтобы снизить частоту возникновения посадок и затяжек перед, тем как продолжить бурение или дальнейшие операции, Рис.2. Глубина по вертикали, м Частота возникновения посадок и затяжек Время устойчивости горных пород на определённой глубине конкретного месторождения является определяющим. Результаты расчётов, в соответствии с анализом промысловых данных, показали, что среднее время устойчивости ствола в нижнем миоцене месторождения «Белый Тигр» составляет не более 5 сут, после этого проявление осложнений, связанных с потерей устойчивости стенок, начинает возникать с большей вероятностью. В третьей главе представлены результаты аналитических исследований по моделированию устойчивости стенок скважин, включающие оценку механических свойств горной породы, анализ критериев разрушения горных пород, определение главных напряжений, определение динамических параметров упругости по фактическим данным геофизических исследований. Как известно, геомеханическое моделирование позволяет решать задачи на всех стадиях разработки месторождения, в том числе эффективно анализировать устойчивость стенок и определять диапазон плотности бурового раствора на основании критериев разрушения горных пород для обеспечения устойчивости стенок скважин. Определение механических свойств горных пород пласта является основным принципом исследования геомеханики. Как известно, существуют прямые и косвенные методы, используемые для определения механических свойств горных пород. Прямые методы, такие как механические испытания на горных породах, понятно приводят к более точным значениям механических свойств, чем косвенные методы. Но из-за ряда ограничений, таких как практические проблемы и отсутствие подходящих и адекватных образцов керна, на практике пытаются использовать косвенные методы измерения механических свойств горных пород. Рекомендуется использовать данные каротажных диаграмм для проведения комплексных исследований, а также результаты прямого метода для калибровки косвенных методов для достижения большей точности. Динамические механические свойства упругости горных пород в основном определяются через геофизические данные, в том числе данные скорости акустических волн, занимающих ключевое место. Однако, поперечная Vs = 0,616*Vp – 0,000544*GR – 0,715*NPHI – 0,07561*RHOB Vs = 0,6261*Vp + 0,003*GR – 0,772*NPHI – 0,2094*RHOB Vs = 0,511*Vp – 0,0029*GR – 0,122*NPHI + 0,1978*RHOB « Белый Тигр» « Белуга» « Белый Заяц» акустическая 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. Группа из трёх геофизических параметров – данных скорости акустической волны, нейтронной пористости (NPHI) и плотности (RHOB) является основой группового метода измерения пористости горных пород, в то же время в прямых или косвенных методах отмеченные значения тоже отражают пористость горных пород. В основном скорость поперечной волны зависит от пористости и характера литологии и отражена через основные геофизические данные по формуле: Vs = f (Vр, NPHI, RHOB, GR) где: Vs – скорость поперечной акустической волны (м/с), Vp – скорость продольной акустической волны (м/с), NPHI – нейтронная пористость горной породы (м3/м3), RHOB – плотность горной породы (г/см3), GR – гамма каротаж (API). В работе основы теории множественной линейной регрессии используются для прогнозирования Vs через Vp и основные геофизические данные. По результатам исследования предложены зависимости для прогнозирования поперечной волны через продольную и другие геофизические данные (в 103м/с) для месторождений: Предложенные зависимости были проверены на ряде других скважин, результаты проверки представлены на рис.3. Скважина ВН-1803 Скважина СТ-3Х Рис. 3 – Результаты проверки предложенных зависимостей Vs. Как видно, данный подход может быть перспективен в определении скорости поперечной акустической волны. Однако, он имеет некоторые недостатки, затрудняющие их приложение в некоторых конкретных случаях, например, сложности обобщения для разных литологических разрезов. Показано, что между скоростями акустических волн и данными каротажей – NPHI, RHOB и GR существует множественная линейная регрессия. В работе представлено успешное построение зависимости для прогноза скорости поперечной волны на месторождениях шельфа юга Вьетнама. Показано, что основные статические механические свойства горной породы, такие как модуль Юнга и коэффициент Пуассона, определённые в ходе исследования кернового материала и переинтепретации геофизических данных, имеющих динамические значения, напрямую нельзя использовать для проведения расчётов устойчивости стенок скважины. Для выполнения корректных расчётов необходимо перевести динамические значения в статические, т.к. поле напряжений находится в статическом состоянии. В четвертой главе приведены результаты геомеханического экспериментального исследования кернов, отобранных из скважин месторождений блока 09-1 СП «Вьетсовпетро». Исследованные породы были представлены песчаниками и алевролитами. Подготовка образцов производилась в соответствии с требованиями ГОСТ–21153.8–88. Испытания 1.1 2397 1.3 2438 1.5 2530 1.7 2116 1.9 2459 1.11 2315 1.13 2215 124,1 156,9 111,4 102,9 115,8 109,7 161,5 93,2 15,4 0,21 130,3 29,5 0,13 94,6 19,5 0,22 65,5 19,7 0,20 74,2 16,4 0,22 79,7 14.8 0,23 102,8 21,2 0,19 102,50 21,05 0,17 3359 1800 4274 2269 3635 1841 3502 2123 3587 1815 3397 1692 3359 1995 3657 2233 20,17 0,30 32,72 0,30 22,77 0,33 23,07 0,21 21,51 0,33 17,70 0,34 21,64 0,23 27,11 0,20 проведены серво-гидравлической системой RTR–1500. Определение статических и динамических показателей проводилось в соответствии со стандартами Международного Общества по механике горных пород. Важно отметить, что геомеханическое экспериментальное исследование кернов проведено в адаптированных пластовых условиях. Экспериментально определены механические свойства горной породы месторождений блока 09-1, Таб.2 и Рис.4, 5. Таблица 2 – Результаты определения механических показателей кернов Код образца Плотность керна, кг/м3 Предел Прочнос- ти МПа Предел Пропорцио- нальности, МПа Eст. , ГПа μст. Vp, м/c Vs, м/c Eдин., ГПа μдин. 1.2 2346 131 101,1 17,5 0,20 3521 1960 22,99 0,28 1.4 2054 107,6 74,4 15,0 0,20 3450 1987 20,30 0,25 1.6 2063 121,3 101,9 20,4 0,23 3800 1957 20,85 0,32 1.8 2113 90,3 48,2 14,1 0,21 3320 2014 20,72 0,21 1.10 2500 209,7 166,3 31,36 0,20 4679 2331 36,27 0,33 1.12 2440 165,5 126,2 18.33 0,17 3368 1964 23,39 0,24 1.14 2207 93,4 72,5 16,2 0,24 3250 1723 17,09 0,30 1.15 2260 Результаты эксперимента являются научным обоснованием для 114,90 корректирования расчётов и перевода динамических значений в статические, т.к. поле напряжений находится в статическом состоянии. 40 =6 Модуль Юнга y 0.90 18x - 1.57 30 20 10 R2 = 0.85 5 10 15 20 25 30 35 40 Динамическое значение, ГПа 0,3 0,2 0,1 Коэффициент Пуассона y=0 .3912 R2 = x + 0. 0.70 0983 0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 Динамическое значение Рис. 4 – Зависимость между Eст. и Eдин. Рис.5 – Зависимость между μст. и μдин. В пятой главе проведено исследование методологического подхода по Статическое значение, ГПа Статическое значение проведению расчёта поровых давлений в глинисто-сланцевых породах; по оценке ориентации горизонтальных напряжений, на блоке 09-1. Представлены результаты промысловых испытаний моделирования устойчивости стенок скважин и предложенных технологических решений. Зоны АВПД могут быть определены и оценены на основании данных: параметры при бурении (нагрузка на долото, частота вращения долота, механическая скорость бурения, момент вращения, затяжка и посадка при КПС), D-экспонент, изменение показателей бурового раствора и пробуренных пород (данные ГТИ), прямые признаки ГНВП, данные ГИС. Разнообразные факторы предлагаются для объяснения проявления аномально-высокого пластового давления (АВПД) в осадочных отложениях, главными причинами которого многие исследователи считают: недоуплотнение пластов, тектоническое сжатие, влияние теплового фактора, реакция дегидратации, генерация углеводородов, высота столба углеводородов, вертикально-миграционные факторы. На рис.6 изображена схематическая диаграмма скорости продольной акустической волны (Vp или DT) против плотности пород, показывающая нормальную тенденцию уплотнения и возможные отклонения от этой тенденции для различных факторов вторичного избыточного давления. Под действием возрастающих эффективных напряжений глины уплотняются, что приводит к значительному снижению пористости. Снижение пористости приводит к изменению других свойств: плотности, акустической жёсткости, сопротивления. Если поровое давление превышает нормальное, то эффективные напряжения ниже нормальных значений, а пористость выше нормальной пористости. При условии равновесного уплотнения горных пород, с увеличением глубины, плотность горной пород и скорость акустической волны увеличиваются. Эти факторы позволяют выявить зоны АВПД, связанные с недоуплотнением пород. Рис. 6 – Определение фактора формирования зон АВПД Анализ графиков скорости Vp против плотности пород указывает на то, что неравновесное уплотнение из-за нагрузки является основным фактором формирования АВПД, рис. 6. Показано, что кривая скорости продольной акустической волны в породе (Vp или DT) и удельного условного электрического сопротивления породы (R или LLD) начинает расходиться от тенденции нормального уплотнения с кровли нижнего миоцена. В некоторых случаях было невозможно создать последовательную модель нормального тренда уплотнения для R в исследуемой области. Это может быть связано с тем, что запись удельного сопротивления более чувствительна к изменениям фракций по сравнению со скоростью Vp. Результаты анализа фактора формирования зоны АВПД по кривой скорости продольной акустической волны и D-экспонент совпадают. Установлено, что зона АВПД в исследуемом пределе на месторождениях блока 09-1 впадины КыуЛонга начинается с нижнего миоцена. Высокая степень АВПД также отмечена в горизонтах отложений верхнего олигоцена. В работе проанализированы различные вариации метода прогноза порового давления: метод эквивалентной глубины, метод Итона (1972, 1975); метод Бауэрса (1995). В диссертационной работе предложен косвенный метод расчёта порового давления с необходимыми входными данными: давление гидроразрыва, горное давление, статический коэффициент Пуассона. 1702 2250 ВН-32 3209 1702 3078 8001 2750 BH-1802 3230 BH-48 3140 Статический коэффициент Пуассона определяется в соответствии с предложенной методикой. Величина порового давления определена по формуле: P = [(1 − μ) ∗ Рг. р. − μ ∗ σv] (1) пор. 1−2μ где: Рпор. – градиент порового давления (г/см3), Рг.р. – градиент давления разрыва пласта (г/см3), μ – коэффициент Пуассона, σv – градиент горного давления (г/см3). По уравнению (1) проведён расчёт порового давления в 13 скважинах на месторождениях блока 09-1, сведённые в таблицу 3. Таб. 3 – Результат расчёта порового давления на месторождении «Белый Тигр» Скважина Глубина по вертикали, м Рг. г/см3 Рг.р. г/см3 μ Рпор., г/см3 Удельный вес раствора, г/см3 Горная порода 1.99 1,25 2.09 1,34 2,11 1,35 2,21 1,39 2,17 1,55 2,09 1,75 2,11 1,75 Бауэрса, Итона по данным R и Vp. Полученное поровое давление Бауэрса и Итона по данным Vp соответствует результату расчёта предложенным косвенным методом на некоторых глубинах и фактической достоверной информации – признаки ГНВП и газопоказания, обвальный шлам в процессе бурении скважин. Установлено, что на морских месторождениях СП «Вьетсовпетро» методы Бауэрса и Итона по Vp позволяют определить значения порового давления более точно по сравнению с методами Итона по R. Знание ориентации горизонтальных напряжений необходимо при 0,21 1,00 0,20 1,09 0,20 1,10 0,21 1,09 0,21 1,37 0,19 1,64 0,20 1,45 1,13–1,20 1,40–1,45 1,13–1,20 1,10-1,27 1,56–1,67 1,70–1,79 Песчаник Песчаник Песчаник Песчаник Аргиллит Аргиллит Аргиллит методами методами BH-48 2246 1,95 1,63 0,22 1,21 1,18–1,31 Аргиллит 465B 2086 2,15 1,45 0,21 1,20 1,22–1,24 Аргиллит BH-47 3157 2,09 1,67 0,20 1,53 1,66–1,76 Аргиллит BH-1801 3241 2,09 1,50 0,21 1,29 1,56–1,67 Аргиллит 8011 3233 2,15 1,34 0,20 1,07 1,12–1,24 Песчаник ВН–30 3316 2,12 1,39 0,20 1,14 1,46–1,62 Песчаник ВН–26 3342 Проведено определение порового давления различными 1,46–1,48 проектировании скважины, реализации технологического процесса, обосновании азимута расположения наиболее устойчивых зон, бурении в нестабильных породах, а также для определения азимута положения горизонтального ствола и ориентации перфорации с точки зрения вероятности пескопроявления. Оценка ориентации распределения горизонтальных напряжений должна производиться с учётом регионального тренда и локального измерения. В работе представлен способ определения ориентации напряжений по анализу данных направления тектонических разломов (рис.7) в сравнении с результатами наблюдения состояния стенок ствола скважин (рис.8) и региональной карты. Ориентация SHmax по анализу данных тектонических разломов, град БЕЛЫЙ ТИГР ДРАКОН БЕЛЫЙ ЗАЯЦ БЕЛАЯ КОШКА 50 Ориентация SHmax по анализу вывалов и техногенной трещиноватости, град 011051 4 40 80 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Белый Тигр Дракон Белый Заяц Белая Кошка 95 95 55 Рис.7 – Ориентации (SHmax) по анализу Рис.8 – Ориентации (SHmax) по азимут тектонических разломов анализу вывалов и трещиноватости Проведён анализ данных тектонических разломов по трёхмерному разрезу в 21 скважинах на различных месторождениях блока 09-1 до нижнего олигоцена. Отмечено, что основной режим разлома до нижнего олигоцена является «сбросом» и только на западной части месторождения «Белый Тигр» режим разлома является «взбросом» по направлению азимута Северо-Запад – Юго-Восток. Результаты анализа направления максимальных напряжений по данным тектонических разломов представлены на рис.7. Показано, что результаты оценки ориентации максимальных горизонтальных напряжений (SHmax) различными способами на блоке 09-1 схожи. С целью обеспечения устойчивости стенок скважин произведено промысловое испытание по выбору азимута в направлении минимального горизонтального напряжения (Shmin) в соответствии с результатом определения направления горизонтального напряжения в 48 скважинах, рис.9. 1801 BH 1802 BH 1803 BH 1901 BH 150 160 30 BH 32 BH 58 XP 25 BH 165 160 160 R-24 R-34 R-37 170 90 RC7-70 THT-1X THT-2X 120 50 THT-3XP THT-4XP THT-5X THT-6X THT-7X MT-2X MTD-1X 110 110 110 110 15 20 120 120 90 165 155 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Азимут больше 30 град по направлению Shmin Азимут меньше 30 град по направлению Shmin Опасная зона Неустойчивая зона Устойчивая зона 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Азимут по направлению Shmin, град Рис.9 – Результат промыслового испытания направления бурения по выбору азимута Результат промыслового испытания показал, что при бурении в азимуте по направлению Shmin меньше 300 значения частоты возникновения посадок и затяжек низкие и находятся только в неопасной зоне. В другом азимуте, по направлению Shmin больше 300, значения частоты возникновения посадок и затяжек увеличиваются, а более 50 % из них находятся в опасной зоне. Установлено, что результаты оценки ориентации горизонтальных напряжений достаточно надёжны и на месторождениях СП «Вьетсовпетро» при бурении по направлению Shmin стенки ствола более устойчивы. Рис.10 – Результат моделирования устойчивости стенок скважины NoВН-1803 На основании результатов исследований в работе и данных ГИС произведены геомеханические расчёты и моделирование устойчивости стенок Частота возникновения посадок и затяжек скважин по различным критериям Мора-Кулона, Моги-Кулона и Лейда в 15 скважинах на месторождениях рифтовой зоны. Результат моделирования устойчивости стенок скважины No ВН-1803 представлен на рис.10. По результату моделирования проведён анализ состояния устойчивости стенок скважины в интервале 2150–3200м по вертикали и определён диапазон плотности бурового раствора 1250–1440 кг/м3. Из рис. 10 видно, что геометрия ствола и места вывалов по геомеханической модели устойчивости стенок скважин соответствуют данным кавернометрии. Установлено, что моделирование устойчивости стенок скважин по результатам исследования достаточно надёжное. Результат геомеханического моделирования позволяет анализировать состояние ствола и определить диапазон плотности бурового раствора, для предотвращения нарушения стенок скважин, в процессе проектирования. Возможно применение критерия Мора-Кулона и Лейда для анализа состояния устойчивости стенок скважин в рифтовой зоне морских месторождений СП «Вьетсовпетро». Важно отметить существенное сокращение времени нахождения открытого ствола для данных горных пород, т.к. чем быстрее будет обсажен ствол обсадной колонной, тем безопаснее. По результатам проведённых исследований разработаны мероприятия, включающие усовершенствованные технико-технологические и методические решения по строительству скважин. Так, применение технологии бурения роторной управляемой системы (РУС) в сочетании с каротажем во время бурения (LWD) вместо традиционных измерений с помощью телеметрических систем (MWD) позволило сократить продолжительность строительства интервалов скважины до максимально 6 сут, что в итоге способствовало снижению вероятности возникновения осложнений, связанных с потерей устойчивости стенок скважин, таб.4. Бурение способом РУС в сочетании с LWD различными типами буровых растворов имеет коммерческую скорость значительно выше и средняя стоимость одного метра проходки ниже чем при бурении способом РУС с помощью MWD и проведением электрометрической работы (ЭМР). Наименование Общее время затраченное на 1м проходки, час. Способ бурения / Применение технологий измерения параметров В 20 рассмотренных скважинах были применены предложенные технико- технологические и методические решения и только в 3 случаях (15%) произошли некоторые осложнения, связанные с неустойчивостью стенок. Таблица 4. Влияние способа бурения и технологии измерения параметров на состояние осложнений и аварий ВЗД + Роторный с МWD 0,321 РУС РУС БакерХьюз Шлюмберже с МWD с МWD 0,143 0,194 РУС в сочетании с LWD 0,143 – 0,194 Сокращение времени, сут Базовое 1–2 4 – 6 сут за счет сокращения времени проведения ГИС Результаты промысловых испытаний показали, что замена традиционного ингибирующего алюмокалиевого бурового раствора FCl-AKK (ИАКР) современными буровыми растворами принесла значительную эффективность. Показано, что применение современных ингибирующих полимерных буровых растворов (Ultra dril, KCl-Glycol, KGAС) позволяет снизить степень осложнений и аварий с 26 % до 6 % в аналогичных условиях строительства скважин, рис.11. 90 70 50 30 10 Сравнение ИАКР с современными типами буровых 80 65 75,7 54,2 растворов 11,60 Ultradril KCL/Glycol ИАКР KGAC 26,5 23,4018,3 19,3 % Скважин без осложнений % Осложненных скважин % Аварийных скважин Рис.11 – Влияние типов бурового раствора на состояние осложнений и аварий Процент, % Потери устойчивости стенок скважин не только влияют на качество, но и на продолжительность строительства скважин. Анализ показывет, что ежегодно СП «Вьетсовпетро» затрачивает значительные средства, около 2,8 млн. долларов США для устранения потерь устойчивости стенок скважин без учёта времени и средства на установку цементных мостов и перебуривания боковым стволом, в случае невозможности ликвидации аварии. Результаты расчётов экономической эффективности внедрения результатов исследований и предложенных технологических решений в 70 скважинах показали значительный экономический эффект. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Разработаны методические и технологические решения по повышению эффективности и безопасности строительства скважин в сложных горно-геологических условиях рифтовой зоны морских месторождений за счёт обеспечения устойчивости стенок скважин. 2. Показана возможность использования результатов фактических данных геофизических исследований по определению скорости поперечной акустической волны для проведения расчётов динамических упругих параметров горных пород. В результате проведённых экспериментальных исследований были определены деформационные и прочностные показатели горных пород, которые положены в основу геомеханических расчётов по блоку 09-1 на шельфе Вьетнама. 3. Установлено, что время начала потери устойчивости стенок ствола скважины на шельфовых месторождениях юга Вьетнама в нижнем миоцене и олигоцене составляет 5 суток и 7 суток соответственно. 4. Спрогнозированы зоны аномально высоких пластовых давлений в исследуемых пределах на месторождениях блока 09-1 впадины КыуЛонга начиная с нижнего миоцена, отмечена высокая вероятность аномально высоких пластовых давлений в горизонтах отложений верхнего олигоцена. Предложен методический подход по определению порового давления. Рекомендовано применение методов Бауэрса и Итона по данным акустической волны для определения порового давления на месторождениях блока 09-1. 5. Разработан новый методический подход по оценке направления горизонтальных напряжений на морских месторождениях юга Вьетнама. Показано, что максимальное горизонтальное напряжение на впадине КыуЛонг в основном ориентируется в направлении с Северо-Запад – Юго-Восток по Север-Юг. Фактически на Северо-Восточных районах азимут SHmax составляет 120°–130°, на месторождении Белый Тигр изменяется от 130° до 160°, на месторождениях Дракон и Южный Дракон – Доймой и Белый Заяц колеблется в диапазоне 90°–120°. 6. Показано, что применение роторно-управляемой системы в сочетании с телесистемой LWD и современными полимерными буровыми растворами (Ultra dril, KCl-Glyсol, KGAС) при корректировании расчётной траектории ствола по азимуту для обхода опасных зон позволяет сократить продолжительность строительства интервалов скважины, что способствует снижению вероятности возникновения аварий и осложнений, связанных с потерей устойчивости стенок скважин. 7. Внедрение результатов выполненных исследований и предложенных технологических решений позволило обеспечить снижение на 4–5% затрат на строительство скважин на морских месторождениях Вьетнама.