Геомеханическая модель скважины
    на месторождении Прикаспийской впадины
    Попов С.Н., Чернышов С.Е.

    Институт проблем нефти и газа РАН, Пермский национальный исследовательский политехнический университет

    Для построения 1D модели использованы зависимости, описывающие связь упруго-прочностных свойств пород от пористости, полученные на основе лабораторных исследований образцов керна карбонатного коллектора одного из месторождений Прикаспийской впадины. По разрезу одной из вертикальных скважин месторождения определены физико-механические характеристики и величины вертикальных и горизонтальных напряжений вдоль ее ствола. Разработана 1D геомеханическая модель скважины в интервале продуктивной толщи горных пород и определена рекомендуемая плотность бурового раствора при бурении скважины в данном интервале.
    Проблема устойчивости открытого ствола скважины в процессе ее бурения, а также тампонажного камня и обсадной колонны после завершения строительства остается весьма актуальной [1–6], в особенности для наклонных и горизонтальных скважин. Для оптимизации траектории ствола и предотвращения аварийных ситуаций при бурении скважин в настоящее время повсеместно применяют 1D и 3D геомеханические модели [7–9]. Для таких целей до недавнего времени приходилось использовать программные комплексы, разработанные зарубежными компаниями, однако в условиях санкций и необходимости импортозамещения в последние годы стали появляться отечественные разработки, такие как, например, программное обеспечение (ПО) РН-Сигма (ПАО «НК «Роснефть», ООО «РН-БашНИПИнефть») [7].
    В рамках данной работы в ПО РН-Сигма на примере скважины одного из месторождений Прикаспийской впадины разработана 1D геомеханическая модель и выполнено обоснование рекомендуемой величины плотности бурового раствора для бурения в интервале продуктивной толщи пород с учетом обеспечения устойчивости горных пород.
    Для построения модели использовались корреляционные зависимости, полученные ранее в рамках публикации [10]. В данной статье был проведен анализ результатов лабораторных экспериментов по определению плотности, фильтрационно-емкостных и упруго-прочностных свойств образцов керна статическим и динамическим методами, что позволило выявить возможные статистические зависимости между данными характеристиками. На рисунке 1 приведены основные закономерности, которые будут использованы при построении 1D геомеханической модели ствола скважины.
    Рис. 1. Зависимости предела прочности при сжатии — а, предела прочности при растяжении — б, статического модуля Юнга — в от пористости (по данным работы [10])

    Согласно данным геофизических исследований скважин (ГИС), в моделируемом интервале горные породы представлены только карбонатными отложениями, и имеется кривая распределения пористости, полученная на основе интерпретации акустического каротажа. Известно, что между упруго-прочностными свойствами и пористостью обычно существует достаточно тесная связь [11–13], в связи с чем появляется возможность определения упруго-прочностных свойств на основе данной характеристики.
    В виде исходных данных в программный комплекс РН-Сигма были загружены следующие характеристики:
    • траектория скважины (зенитный угол, азимут, глубина);
    • плотность и пористость пород;
    • динамический коэффициент Пуассона.
    В связи с тем, что в вышележащей толще данные по распределению плотности пород отсутствовали, то в данном интервале плотность строилась на основе степенной зависимости:
    где ρ0 — средняя плотность верхней части разреза; A0 и α — константы; ZTVD — истинная глубина; ZAG — альтитуда ротора.
    Константы A0 и α в уравнении (1) подбирались из условия равенства плотности породы на поверхности и на уровне кровли продуктивного пласта. Полученная аппроксимирующая кривая плотности вышележащей толщи пород и исходная кривая плотности пород продуктивных отложений объединялись в одну кривую, на основе которой вычислялось распределение вертикальной компоненты напряжений.
    На следующем этапе определялось распределение порового (пластового) давления. В связи с тем, что в исследовании участвовал только интервал продуктивной толщи, то давление флюида на данном участке определялось из условия, что давление на поверхности ГВК на абсолютной
    отметке (а.о.) -4 070 м составляет 60,5 МПа. Градиент давления задавался на основе значения плотности газоконденсатной смеси, полученной из данных проекта разработки месторождения,
    и равной 480 кг/м3. Предполагалось, что скважина будет пробурена не ниже контура ГВК для избежания попадания воды в добываемую продукцию на первоначальном этапе разработки месторождения. В связи с этим плотность пластовой воды в расчетах порового давления не участвовала. В результате было получено линейной распределение давления в залежи, показанное на рисунке 2.
    Рис. 2. Распределение исходных и расчетных характеристик в 1D геомеханической модели скважины в интервале продуктивных отложений:
    e_stat — статический модуль Юнга; n_dyn — динамический коэффициент Пуассона;
    bio — коэффициент Био;
    sv — вертикальная компонента напряжений; p — пластовое (поровое) давление; Shmin, Shmax — минимальное и максимальное горизонтальные напряжения, соответственно;
    az — азимут направления максимального горизонтального напряжения; fa — угол внутреннего трения;
    ЭЦП — эквивалентная циркуляционная плотность (рекомендуемая плотность бурового раствора);
    ro_pogl — плотность поглощения; ro_vibr — плотность выброса; ro_grp — плотность автоГРП; ro_obr — плотность, ниже которой будет происходить обрушение стенок скважины

    Как уже отмечалось, статическая величина модуля Юнга вычислялась на основе зависимости от пористости (рис. 1), при этом использовалась следующая зависимость:
    где Kp – величина пористости в %.
    В связи с тем, что коэффициент корреляции между статическим и динамическим коэффициентом Пуассона был весьма низким, при построении 1D модели было принято, что статическая величина данной характеристики равна динамической:
    Так как лабораторные исследования по определению коэффициента Био не проводились, то на данном этапе моделирования принималось, что данная характеристика постоянна и равна 0,7.
    Пределы прочности вычислялись на основе следующих зависимостей от пористости (рис. 2):
    предел прочности при растяжении:
    На основе известных пределов прочности были определены параметры угол внутреннего трения и коэффициент сцепления для критерия Кулона-Мора, который будет использован для определения условий обрушения стенок открытого ствола скважины.
    На следующем этапе определялись величины горизонтальных напряжений. В связи с тем, что отсутствовали данные профилеметрии скважины и информация об анизотропии напряжений, предполагалось, что максимальные и минимальные горизонтальные напряжения равны между собой (рис. 2).
    На заключительном этапе вычислялись характерные значения плотности бурового раствора, которые соответствуют: давлению поглощения бурового раствора; давлению выброса флюидов на поверхность; давлению, при котором может произойти автоГРП; минимальному давлению, при котором будет происходить обрушение стенок скважины (рис. 2). На основе полученных распределений плотностей можно сделать вывод о том, что при бурении скважины в интервале продуктивной толщи плотность бурового раствора должна быть более 1 550 кг/м3, чтобы избежать выбросов углеводородов на поверхность, однако при этом возможно поглощение бурового раствора. Достаточное высокая величина плотности связана с аномально высоким пластовым давлением (коэффициент аномальности около 1,5). В то же время величина плотности не должна превышать величину 2 000 кг/м3, чтобы не произошло образование трещины авто-гидроразрыва пласта, однако в таком случае может происходить частичное поглощение бурового раствора. Полученные величины плотности бурового раствора могут быть использованы при бурении новых скважин вблизи рассматриваемой скважины или скважин-дублеров.

    Работа выполнена в рамках госзадания «Экспериментальные и теоретические исследования межфазных явлений, термодинамических, физико-химических и геомеханических свойств нефтегазовых пластовых систем для повышения эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (FMME — 2022-0008, Рег. № НИОКТР 122022800364-6)
    Попов С.Н., Чернышов С.Е.

    Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия,
    Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия

    popov@ipng.ru
    Использованы результаты ранее проведенных экспериментов по определению фильтрационно-емкостных и физико-механических свойств образцов керна. Для построения 1D модели скважины применен программный комплекс РН-Сигма.
    скважина, 1D модель, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, пределы прочности, напряжения, плотность бурового раствора
    Попов С.Н., Чернышов С.Е. Разработка 1D геомеханической модели скважины и определение рекомендуемой плотности бурового раствора при ее бурении в интервале продуктивной толщи одного из месторождений Прикаспийской впадины // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 7. С. 50–53. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-50-53
    30.11.2023
    УДК 622.276
    DOI: 10.24412/2076-6785-2023-7-50-53
    Рекомендуемые статьи
    Добыча
    Моделирование ВЧ ЭМ воздействия на насыщенный пласт в сложных средах
    Разработка вычислительных алгоритмов для численного интегрирования уравнений многокомпонентной неизотермической фильтрации
    Добыча
    Методы пересчета давления по стволу газовой скважины
    Апробация однофазной модели («сухой» газ) и аналитической формулы Адамова
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (495) 414-34-88
    office@runeft.ru