Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен
..pdfОкончание табл. 1 . 9
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Батырбайское |
|
Асюльская |
C1bb |
Песчаники, |
Уплотнениезерен |
Углистый, глинисто- |
17,5 |
128 |
9 |
|
|
Константи- |
|
|
|
||||
|
|
алевролиты |
углистый, кальцитный |
19 |
1100 |
24 |
|||
|
|
новская |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Асюльская |
|
Песчаники, |
|
Глинистый, тонкочешуй- |
13,5 |
829 |
13 |
|
|
|
C1tl |
– |
чатый, микрозернистый, |
|
|
|
|
|
|
Константи- |
|
|
|
||||
|
|
алевролиты |
15,8 |
255 |
17,5 |
||||
|
|
новская |
|
|
|
кальцитный |
|
|
|
|
|
|
|
Песчаники |
Плотнаяупаковказерен |
Глинистый |
|
|
8,7 |
|
|
|
C1bb |
|
|
Известняк, глинисто- |
13,5 |
170 |
|
|
|
|
Алевролиты |
– |
известковистый, |
15,7 |
|||
|
|
|
|
углисто-глинистый, |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Лазуковское |
|
|
|
глинистый |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Песчаники |
– |
Тоже |
|
|
11,6 |
||
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
C1tl |
|
|
Известняк, глинисто- |
16,4 |
– |
|
|
|
|
Алевролиты |
– |
известковистый, |
11,2 |
|||
|
|
|
|
углисто-глинистый, |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
глинистый |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
31 |
31 |
Рис. 1.2. Схема распространения доминирующих глинистых минералов в каменноугольных отложениях Пермского края
в фильтратах растворов, отобранных из бурящихся скважин. Составы и показатели свойств растворов приведены в табл. 1.11.
Для сравнения проведено определение степени набухания бентонитового глинопорошка в этих же средах. Выявлена большая степень набухания бентонита во всех средах. Степень набухания образцов керна в фильтратах буровых растворов с естественной полисолевой минерализацией наименьшая и составляет 6–8,5 %. Сравнительно низкие значения обменной емкости и степени набухания образцов керна тульского горизонта не следует принимать за показатели, характеризующие глинистый цемент коллекторов, поскольку глинистость образцов керна из продуктивных пластов составляет всего 5–10 %.
32
Таблица 1 . 1 0
Сравнение обменной емкости (Е) горных пород тульского горизонта и суббентонитовых глин
№скважины, |
Еобщ, ммоль |
|
Еосн, моль/100 гглины |
|
||
типглинопорошка |
на100 гглины |
Са+2 |
Mg+2 |
Na+ |
K+ |
|
119 |
15,34 |
4,045 |
0,625 |
7,41 |
2,97 |
|
123 |
18,0 |
Са+2 + Mg |
+2 = 9,565 |
6,21 |
2,24 |
|
|
7,2 |
1,65 |
1,205 |
2,47 |
0,85 |
|
161 |
11,22 |
2,62 |
1,235 |
4,44 |
2,87 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3,65 |
1,25 |
1,35 |
0,87 |
0,16 |
|
|
|
|
|
|
|
|
38 |
9,54 |
4,29 |
0,375 |
3,3 |
1,53 |
|
|
|
|
|
|
|
|
40 |
7,0 |
0,625 |
0,925 |
4,78 |
0,66 |
|
148 |
9,67 |
0,725 |
2,15 |
5,31 |
0,95 |
|
2038 |
2,39 |
1,325 |
– |
– |
1,06 |
|
14,07 |
5,325 |
1,92 |
0,14 |
6,68 |
||
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
Среднеезначение |
11,5 |
Са+2 + Mg+2 = 4,43 |
Na+ + K |
+ = 2,99 |
||
Константиновский |
50,46 |
Са+2 + Mg+2 = 6,13 |
Na+ + K+ = 44,47 |
|||
Альметьевский |
39,89 |
Са+2 + Mg+2 = 7,29 |
Na+ + K+ = 31,14 |
Таблица 1 . 1 1
Состав и показатели свойств буровых растворов
№ |
Состав |
|
|
Свойствабуровыхрастворов |
|
|
||||||
ρ, |
3 |
УВ100, |
Ф, |
|
δ, |
|
Q1, |
Q10, |
Ж, |
рН |
||
раствора |
раствора |
1 · 10 |
|
–6 |
3 |
–3 |
|
|
|
|
||
|
|
кг/м3 |
с |
1 · 10 |
м |
1 · 10 |
м |
Па |
Па |
ммоль/л |
|
|
1 |
2 |
3 |
|
4 |
5 |
|
6 |
|
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30 % альметьевского |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
глинопорошка+ |
1,21 |
|
4,5 |
11,0 |
|
1,0 |
|
0 |
0 |
1,5 |
8,0 |
+ 0,2 % Na2CO3 + |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ 0,75 % УЩР |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
30 % альметьевского |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
глинопорошка+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
+ 0,2 % Na2CO3 + 0,6 % |
1,20 |
|
6,2 |
7,0 |
|
1,0 |
|
4,8 |
2,7 |
54 |
6,8 |
|
СаСl2 + 3 % КССБ+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ 0,2 % КМЦ+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ 0,5 % Т-66 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
33
33
Окончание табл. 1 . 1 1
1 |
2 |
|
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
25 % альметьевского |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
глинопорошка+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
+ 0,2 % Na2CO3 + 0,2 % |
1,2 |
6,2 |
10,0 |
1,0 |
0,6 |
1,7 |
75 |
9,0 |
||
КОН+ 3 % КССБ |
+ |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
+ 0,25 % КМЦ+ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
+ 10 % ХКЭ+ 0,5 % Т-66 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Буровойраствор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
сЕПСМсбуровой953, |
1,25 |
54,5 |
9,0 |
1,0 |
– |
– |
80 |
7,5 |
||
Кокуйскаяплощадь, |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
глубинаотбора– 1678,1 м |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Буровойраствор |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
5 |
сЕПСМсбуровой2172, |
1,36 |
27,8 |
10,5 |
3,0 |
10,1 |
13,4 |
65 |
7,0 |
||
Кокуйскаяплощадь, |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
глубинаотбора–1560 м |
|
|
|
|
|
|
|
|
Данными, подтверждающими протекание процессов набухания в сочетании с закупоркой коллекторов твердой фазой и проявлением эффектов фазовой проницаемости, являются низкие дебиты скважин, равные 4–6 т/сут, получаемые при вскрытии тульского горизонта с промывкой пресными буровыми растворами при величинах показателей фильтрации (8–12) · 10–6 м3. Вскрытие открытым забоем с промывкой ИЭР того же продуктивного пласта видентичныхусловияхпозволилополучатьдебит20 т/сут[7].
На протекание процессов ионного обмена будет оказывать влияние соотношение засоленностей пород продуктивного пласта и бурового раствора. В связи с этим изучена засоленность пород тульского горизонта. Установлено, что она не превышает 1 % (табл. 1.12).
|
|
|
Таблица 1 . 1 2 |
|
Засоленность образцов горных пород тульского горизонта |
||
|
|
Кокуйского месторождения |
|
|
|
|
|
№п/п |
|
Образецсоскважины№ |
Массоваядолясолейвгорныхпородах, % |
1 |
|
119 |
0,58 |
2 |
|
123 |
0,911 |
3 |
|
161 |
0,49 |
4 |
|
38 |
0,01 |
5 |
|
40 |
0,62 |
6 |
|
48 |
0,95 |
7 |
|
2038 |
0,91 |
34
Из полученных данных следует, что фильтрат бурового раствора для вскрытия тульского горизонта должен содержать не менее одного процента солей, с тем чтобы предупредить отрицательное влияние осмотических и диффузионных явлений в системе «скважина – пласт».
Осложнения при бурении скважин и их предупреждение
За период с 1971 по 1985 год в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» ежегодно происходило 187–279 осложнений при общем числе скважин, пробуривае-
мых за год, 220–552 шт. (см. табл. 1.13).
Результаты исследования зон поглощений, мероприятия по их предупреждению и ликвидации на площадях, одинаковых по гидродинамической характеристике с площадями Пермского края, детально рассмотрены в [7, 8].
Вобщем объеме осложнений от 20 до 35 % связаны с обвалами, растворением и размыванием пород. Затраты на ликвидацию одного такого осложнения составляют 1,0–2,9 тыс. руб. Распространение этих осложнений связано с развитием терригенных осадочных горных пород, наличием пластов соли, а также разрушенных отложений окского и серпуховского надгоризонтов.
Обвалы терригенных пород верейского, тульского, бобриковского
ималиновского горизонтов карбона отмечаются повсеместно. При отсутствии в последних залежей нефти и газа их вскрытие осуществляют с промывкой технической водой, а обвалы предупреждают постановкой цементных мостов по истечении 36–48 ч после вскрытия. Терригенные отложения тульского, бобриковского и малиновского горизонтов предъявляют повышенные требования к качеству их цементирования. При неудовлетворительной их изоляции они склонны к лавинным обвалам, которые не предупреждаются в первоначальный период до 4–10 суток, даже при переходе на промывку качественным раствором.
Втом случае когда отложения верейского, тульского, бобриковско-
го и малиновского горизонтов продуктивны, их вскрытие производят с промывкой глинистым раствором на водной основе (Ф ≤ 10 · 10–6 м3). При этом обвалы полностью не предупреждаются, а лишь снижается скорость обвалообразования. Промысловыми экспериментами установлено, что при изменении свойств бурового раствора (повышение или снижение удельного веса, условной вязкости и статических напряжений сдвига) наблюдается рост интенсивности обвалообразования в этих отложениях.
35
35
36
Таблица 1 . 1 3
Данные об осложнениях при бурении скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»
|
Ед. |
|
1971–1975 годы |
|
|
1976–1980 годы |
|
|
1981–1985 годы |
|
||||
Показатели |
Погло- |
Обвалы |
Нефте- |
Итого |
Погло- |
Обвалы |
Нефте- |
Итого |
Погло- |
Обвалы |
Нефте- |
Итого |
||
|
изм. |
щения |
иосыпи |
газопрояв- |
щения |
иосыпи |
газопрояв- |
щения |
иосыпи |
газопрояв- |
||||
|
|
ления |
|
ления |
|
ления |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Число |
шт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
пробуренных |
– |
– |
– |
1101 |
– |
– |
– |
2324 |
– |
– |
– |
2760 |
||
скважин |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Числоскважин, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
накоторых |
шт. |
469 |
337 |
128 |
934 |
636 |
387 |
124 |
1147 |
863 |
342 |
194 |
1399 |
|
встречены |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
осложнения |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Числозон |
шт. |
561 |
389 |
139 |
1089 |
729 |
412 |
130 |
1271 |
1168 |
406 |
225 |
1799 |
|
осложнений |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Затраты |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
времени |
ч |
57 901 |
14 665 |
32 900 |
105 466 |
66 214 |
19 065 |
18 834 |
104 113 |
69 313 |
15 608 |
24 783 |
109 704 |
|
на ликвидацию |
||||||||||||||
осложнений |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
36
Обваливание стенок скважин в окском и серпуховском надгоризонтах, сложенных разрушенными карбонатами с прослойками глины, и сарайлинской толще турнейского яруса, представленной глинами и аргиллитами, отмечаются на площадях Предуральского прогиба и Камско-Кинельской системы прогибов соответственно. Бурение скважин по этим отложениям возможно только с очисткой забоя ингибирующими буровыми растворами, разработанными авторами. Обваливание стенок скважин в терригенных отложениях верхнего и среднего девона наблюдается повсеместно. Вскрытие этих отложений осуществляется с промывкой пресными водными растворами, но при этом кавернообразование не предупреждается. Обвалы глин и аргиллитов отмечаются повсеместно в бавлинской свите.
Образуемые в процессе бурения скважин каверны имеют различные размеры. Высота каверн колеблется от 1 до 11 м и более. Преобладают каверны высотой до 4 м. Каверны большей высоты (более 11 м) чаще встречаются в отложениях верейского и турнейского ярусов, а также в терригенной толще девонской системы.
В целом по Пермскому Прикамью преобладают каверны высотой
1–2 м (33,3 %), затем в порядке убывания: до 1 м – 18,8 %, 2–3 м – 18,5 %, 3–4 м – 10,4 % (табл. 1.14). Диаметры каверн также самые разнообразные
Таблица 1 . 1 4
Распределение каверн по мощности
Стратиграфия |
|
|
|
|
Числокаверн |
|
|
|
|
||||
Всего |
|
|
|
втомчислемощностью, м |
|
|
|||||||
|
|
0–1 |
1–2 |
2–3 |
3–4 |
4–5 |
5–6 |
6–7 |
7–8 |
8–9 |
9–11 |
более11 |
|
Верейскийгоризонт |
595 |
95 |
180 |
120 |
89 |
43 |
26 |
14 |
8 |
2 |
6 |
12 |
|
Окскийисерпухов- |
212 |
24 |
81 |
44 |
12 |
22 |
7 |
10 |
4 |
1 |
5 |
2 |
|
скийнадгоризонты |
|||||||||||||
Тульский+ бобри- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ковский+ радаев- |
663 |
172 |
236 |
124 |
46 |
37 |
25 |
10 |
4 |
5 |
2 |
2 |
|
скийгоризонты |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Турнейский |
212 |
29 |
68 |
29 |
25 |
12 |
10 |
6 |
10 |
4 |
4 |
15 |
|
горизонт |
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Девонская система |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(терригенные |
216 |
38 |
67 |
34 |
25 |
14 |
8 |
3 |
3 |
3 |
4 |
17 |
|
отложения) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
1898 |
358 |
632 |
351 |
197 |
128 |
76 |
43 |
29 |
15 |
21 |
48 |
|
В% отобщегочисла |
– |
18,3 |
33,3 |
18,5 |
10,4 |
6,8 |
4,0 |
2,3 |
1,5 |
0,8 |
1,1 |
2,5 |
Примечание: скважины пробурены долотами диаметром 190 мм.
37
37
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1 . 1 5 |
|||
|
Распределение каверн по диаметрам |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Числокаверн |
|
|
|
|
|
Стратиграфия |
Всего |
|
|
втомчислемощностью, м |
|
|
||||
0,19–1,25 |
0,25–0,3 |
0,3–0,4 |
0,4–0,5 |
0,5–0,6 |
0,6–0,76 |
свыше |
||||
|
|
0,76 |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Верейский горизонт |
595 |
190 |
111 |
|
144 |
92 |
34 |
|
18 |
6 |
Окский и серпухов- |
212 |
142 |
32 |
|
19 |
12 |
5 |
|
2 |
– |
ский надгоризонты |
|
|
||||||||
Тульский+ бобри- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ковский+ радаевский |
663 |
196 |
156 |
|
157 |
94 |
33 |
|
18 |
9 |
горизонты |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Турнейскийгоризонт |
212 |
91 |
44 |
|
32 |
21 |
8 |
|
10 |
6 |
Девонская система |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(терригенные |
216 |
98 |
59 |
|
35 |
10 |
8 |
|
5 |
1 |
отложения) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Итого |
1898 |
717 |
402 |
|
387 |
229 |
88 |
|
53 |
22 |
В% отобщегочисла |
– |
37,8 |
21,2 |
|
20,4 |
12,0 |
4,6 |
|
2,8 |
1,2 |
Примечание: скважины пробурены долотами диаметром 190 мм.
и доходят до 0,76 м и более. Размер отдельных каверн превышает разрешающую способность современных каверномеров. Основное число каверн – диаметром до 0,5 до 91,45 м. Каверны диаметром 0,76 м и более приурочены в основном к верейскому, тульскому, бобриковскому, малиновскому и турнейскому горизонтам (табл. 1.15).
Приведенный анализ осложнений, связанных с буровыми растворами, показывает, что ранее применяемые буровые растворы не предупреждали нарушения целостности стволов скважин.
1.1.2. Исследование влияния пластовых вод и горных пород на состав фильтрата бурового раствора
Знание минерализации пластовых вод и содержания солей в горных породах в сочетании с проведением комплекса экспериментальных исследований позволяет с определенной достоверностью предсказать их влияние на буровой раствор. Однако при этом могут быть допущены ошибки, связанные как с моделированием процесса, так и с определением интенсивности поступления солей в буровой раствор и др. В связи с этим по-
38
ставлен промысловый эксперимент, позволяющий оценить количество поступающих в скважину солей пластовых вод и горных пород, а также влияние их на состав фильтрата бурового раствора. Постановка данного эксперимента необходима и потому, что состав фильтрата бурового раствора существенно изменяется с глубиной ввиду разбавления циркулирующего раствора водами различной минерализации.
Контроль за изменением с глубиной минерализации фильтрата бурового раствора осуществляли по результатам химического анализа проб, отбираемых в процессе бурения скважин. Было исследовано 1010 проб бурового раствора из 35 скважин. Во всех скважинах, где проводился эксперимент, выполняли общепринятые технологические мероприятия по предупреждению притока пластовых вод (в частности, плотность бурового раствора обеспечивала превышение гидростатического давления над пластовым на 5–15 %) и осуществляли долив скважин.
Исследованиями было установлено, что в процессе бурения и промывки пресным раствором содержание катионов кальция и магния в фильтрате вскважинах Мазунинского, Кокуйского и других месторождений на Башкирскомсводеколеблетсяот1,6 до5,9 ммоль/л(рис. 1.3).
Рис. 1.3. Изменение содержания катионов кальция и магния в фильтрате эмульсионного глинисто-карбонатного раствора:
I – по скважинам Мазунинского месторождения;
II– по скважинам Кокуйского месторождения
Вмомент перехода на бурение с промывкой раствором жесткость фильтрата карбонатной суспензии составляет 25–40 ммоль/л и реже 90 ммоль/л. Последняя в основном характерна для Кокуйского месторождения. Снижение жесткости фильтрата бурового раствора осуществляли карбонатом натрия при сравнительно небольшом его расходе (8–10 кг на 1 м проходки). По всем скважинам, пробуренным с промывкой буровыми растворами
39
39
извыбуренныхпород, наблюдаетсяповышениеплотностирастворасглубиной
всвязи с переходом шлама в раствор. Аналогичный характер изменения содержания ионов вфильтрате глинисто-карбонатного раствора с глубиной наблюдается по скважинам №47 и 14 Тартинского и №110 Батырбайского месторождений Башкирского свода (табл. 1.16). В первых двух скважинах отмечается незначительное повышение минерализации фильтрата бурового раствора с глубиной, а в последней минерализация осталась неизменной смомента переходанабурение с промывкой раствором. Состав ионов в фильтрате бурового раствора вобщем повторяет их состав в пластовой воде. В коли- чественномотношениисодержаниеионоввфильтратев20–40 разменьше, чем
впластовойводе.
Таким образом, постепенное снижение содержания катионов в фильтрате буровогорастворасглубинойинезначительноеихколебание(6–10 ммоль/л) указываютнавозможностьбуренияскважинспромывкойпреснымирастворами.
Существенные (от 10 до 25 ммоль/л) изменения состава фильтрата с глубиной происходят в скважинах Тулвинского месторождения при попытке бурения их с промывкой пресным раствором (рис. 1.4). Колебания уровня минерализации обусловлены обработкой раствора карбоната натрия добавками пресного раствора и его осолонением в результате притока пластовых вод и попадания горных пород. Несмотря на значительный расход карбоната натрия (31,8 кг на 1 м проходки), сохранить буровые растворы пресными (Ж ≤ 6 ммоль/л) не удается.
Кроме Тулвинского, к числу месторождений, на которых наблюдается указанная закономерность изменения жесткости фильтрата, следует отнести Куединское, Красноярское, Гондыревское, Юрчукское, Чашкинское, Андреевское, Гежское и др. В [9] отмечается, что осолонение раствора обусловлено высокой минерализацией пластовых вод этих месторождений. Однако, как показали наши исследования, общая минерализация пластовых вод по одноименным стратиграфическим горизонтам рассматриваемых месторождений ниже, чем на тех, которые успешно бурятся с промывкой пресными растворами (табл. 1.17).
Так, минерализация пластовых вод в одноименных горизонтах Мазунинского месторождения выше, чем Куединского, тем не менее бурение скважин на первом месторождении успешно осуществляется с промывкой пресным раствором, а на втором это сделать не представляется возможным. По-видимому, на солесодержание бурового раствора значительно большее влияние оказывают гидродинамическая характеристика водоносных горизонтов и химический состав выбуренных горных пород, чем
40