способ прогнозирования аварийных ситуаций при строительстве нефтегазодобывающих скважин

Формула изобретения

Способ прогнозирования аварийных ситуаций при строительстве нефтегазодобывающих скважин, заключающийся в отборе образцов породы в процессе бурения и их анализе, отличающийся тем, что отбирают образцы терригенных пород с нефтегазоносных площадей осадочного чехла, соседствующих или находящихся непосредственно над погребенным континентальным рифтом, обрабатывают образцы породы раствором 1:1 соляной кислоты, выявляют зоны развития ломонтита в терригенных толщах чехла по появлению студенистой массы кремнезема, по которой судят о наличии скрытых на глубине разломов, где проводят соответствующие мероприятия по предотвращению аварийных ситуаций.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для предотвращения и ликвидации осложнений и аварий в процессе бурения в районах, соседствующих или находящихся непосредственно над погребенным континентальным рифтом.

Известен способ предотвращения и ликвидации осложнений и аварий в процессе бурения, который содержит включение кольмататора в компоновку бурильной колонны с установкой заданного перепада давления бурового раствора на долоте, спуск компоновки бурильной колонны в скважину, включение буровых насосов и гидродинамическую обработку стенок скважины кольмататором в процессе бурения. При разбуривании интервалов, осложненных нефтегазопроявлениями, в процессе спуска компоновки бурильной колонны посредством наземной информационно-измерительной системы осуществляют регистрацию и непрерывный контроль комплекса параметров, посредством которого определяют время гидродинамической обработки стенок скважины. Комплекс параметров включает газосодержание бурового раствора на выходе, механическую скорость бурения, уровень бурового раствора в емкостях, расход бурового раствора на входе/выходе, давление бурового раствора на входе, температуру бурового раствора на выходе, электросопротивление бурового раствора на выходе, плотность бурового раствора на входе и скорость потока бурового раствора на выходе. Для предотвращения осложнений и аварий, вызванных поглощением бурового раствора стенками скважины, дополнительно измеряют вращающий момент на роторе. Для предотвращения осложнений и аварий, связанных с неустойчивостью ствола скважины, дополнительно контролируют вес на крюке (см. патент РФ № 2272121, МПК Е21В 21/08).

Недостатком способа является его сложность за счет необходимости контроля большого количества параметров, необходимость модернизации бурового оборудования и, соответственно, высокая себестоимость.

Наиболее близким по технической сущности является способ прогнозирования разрывных нарушений, приводящих к аварийным ситуациям при строительстве нефтегазодобывающих скважин. Способ основан на отборе каменного материала из скважины с последующим рентгеноструктурным определением состава глинистых минералов, по которому можно судить об интенсивности тектонических нарушений (см. Сахибгареев Р.С., Галикеев К.Х. Влияние разрывных нарушений на эпигенез глинистых минералов в нефтеносных отложениях неокома Западно-Сибирской низменности // Литология и полезные ископаемые. 1971, № 5, с.108-119).

Недостатком способа является длительность анализа и его высокая стоимость.

Задачей изобретения является разработка способа определения скрытых на большой (3 км и более) глубине разломов и оперяющей трещиноватости в терригенных породах осадочного чехла.

Технический результат заключается в упрощении способа прогнозирования при сохранении достоверности результатов и сокращении затрат на его реализацию.

Поставленная задача решается тем, что в способе прогнозирования аварийных ситуаций при строительстве нефтегазодобывающих скважин, заключающемся в отборе образцов породы (шлама) в процессе бурения и их анализе, согласно изобретению отбирают образцы терригенных пород с нефтегазоносных площадей осадочного чехла, соседствующих или находящихся непосредственно над погребенным континентальным рифтом, обрабатывают их соляной кислотой, по продуктам реакции судят о наличии скрытых на большой глубине разломов, выявляют зоны развития ломонтита (цеолита) в терригенных толщах чехла по появлению студенистой массы кремнезема (продукта взаимодействия НС1 и ломонтита), по которой судят о наличии скрытых на глубине разломов, где проводят соответствующие мероприятия по предотвращению аварийных ситуаций.

Способ реализуется следующим образом.

В границах месторождений углеводородного сырья, сосредоточенных в осадочном чехле и локализованных в ископаемых палеорифтах, ведется обработка шлама терригенных пород водным раствором 1:1 соляной кислоты. Выделяются интервалы глубин, где шлам желатинирует, т.е. образуется студнеобразная масса. Отождествляют такие аномалии с зонами разломов и оперяющей трещиноватости в терригенных коллекторах осадочного чехла, где проводят необходимые мероприятия по предотвращению обрывов оборудования, поглощения буровых растворов и т.д. Такой подход обусловлен тем, что терригенные породы (песчаники, алевролиты и их переходные разности) без участия фильтрующихся флюидов продуктивными коллекторами не становятся. Только при циркуляции горячих растворов и сопряженных процессах выщелачивания и гидротермально-метасоматического преобразованиях породы приобретают высокие фильтрационно-емкостные характеристики.

Нами установлено, что в условиях тектоно-гидротермальной активизации погребенного палеорифта Западно-Сибирской плиты формирование коллекторов в терригенных породах осадочного чехла и их насыщение углеводородами (УВ) происходило одновременно под действием одних и тех же горячих растворов: t до 200°С для нефти; t 200-300°С для газа и газоконденсата. Эти растворы были обогащены Са, Si, Al, Fe и другими элементами, а также углекислым газом, и УВ флюидами.

Следствием этого, в частности, является синхронное метасоматическое замещение терригенных пород, локализованных на участках с неодинаковой проницаемостью, пространственно разобщенными между собой кальциевым ломонтитом и кальцитом. Специальные исследования (Мироненко М.В., Наумов Г.Б. Физико-химические условия образования ломонтита в углекислых гидротермальных системах // Геохимия. 1982. № 4. С.597-602; Сендеров Э.Э. Влияние CO₂ на устойчивость ломонтита // Геохимия. 1973. № 2. С.190-200) показали, что смена кальцита ломонтитом через промежуточные ломонтит-кальцитовую и кальцит-ломонтитовую минеральные ассоциации определяется падением парциального давления углекислоты в гидротермальном растворе. Иными словами, область развития ломонтита ограничивается обстановками развития очень низких давлений CO ₂ и соответственно невысоких концентраций . Установлено (Структура гидротермальной системы / С.Н. Рычагов, Н.С. Жатнуев, А.Д. Коробов и др. - М.: Наука. 1993. - 298 с.), что содержание углекислоты в недрах гидротермальных систем зависит от фильтрационных свойств пород и минимально на участках сильного разуплотнения, т.е. в зонах разломов, по которым наиболее активно перемещается или перемещался флюид. Соответственно в зонах замедленной циркуляции растворов, характерных для флюидоупоров, возрастает количество CO₂ и выпадает кальцит. Следовательно, минералом-индикатором зон максимальной проницаемости (разломов) и повышенной опасности является ломонтит, а минимальной (флюидоупоров) - кальцит. Важно подчеркнуть, что в гидротермальном процессе, протекающем при t 200-300°С, эти две минералообразующие обстановки существуют одновременно. Реальность развития такого процесса подтверждена не только многочисленными осложнениями при проходке скважин в осадочном чехле севера Западной Сибири, но и сильным поглощением буровых растворов в цеолитизированных (ломонтитизированных) базальтах доюрского комплекса, откуда были получены притоки слабо минерализованной воды с метаном (Карасева Т.В., Горбачев В.И., Келлер М.Б., Пономарев В.А. Основные научные результаты исследования Тюменской сверхглубокой скважины // Тюменская сверхглубокая скважина (интервал 0-7502 м). Результаты бурения и исследования: Сб-к докл. / Научное бурение в России. Вып.4. - Пермь: Кам НИИКИГС. 1996. С.49-62).

В условиях погребенных палеорифтов, испытавших тектоногидротермальную активизацию, горячие растворы, способные вызвать ломонтитизацию и кальцитизацию, проникали по разломам в породы осадочного чехла. Они не только метасоматически перерабатывали их, но и перераспределяли УВ из нефтегазоматеринских пород. В итоге там возникали насыщенные газом, газоконденсатом, реже нефтью ломонтитизированные терригенные комплексы, переходящие в кальцитизированные породы (экраны). Сами же разломы - подводящие каналы гидротерм - становились зонами интенсивнейшей цеолитизации (ломонтитизации), обнаружение которых на больших глубинах (3 км и более) чрезвычайно важно.

Общеизвестно (Бетехтин А.Г. Минералогия. М.: Госуд. изд-во геологич. Литературы. 1950. - 956 с.; Геологический словарь. T.1. М.: ГНТИ литературы по геологии и охране недр. 1955. С.395), что при воздействии раствора 1:1 соляной кислоты на ломонтит он быстро разрушается и желатинирует за счет выделения студенистого кремнезема. На этом основывается экспресс-метод его определения. Следовательно, ломонтит может легко диагностироваться в шламе бурящихся скважин.

Таким образом, в нефтегазоносных областях - рифтогенных осадочных бассейнах, испытавших тектоногидротермальную активизацию, - наиболее опасными, с точки зрения возникновения осложнений при бурении, участками осадочного чехла являются зоны интенсивной гидротермально-метасоматической ломонтитизации (цеолитизации).

Способ позволяет предвидеть аварийные ситуации при строительстве скважин (обрыв оборудования, поглощение бурового раствора и т.д.) в глубоко залегающих толщах осадочного чехла, сопряженного с ископаемыми палеорифтами.