МЕТОДЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ СОВМЕСТИМОСТИ ИНТЕРВАЛОВ БУРЕНИЯ (28.06.2010)

Автор: Горонович Сергей Николаевич

Поглощения буровых растворов; Аналог терригенному комплексу Аналог терригенному комплексу

Диффренциальные прихваты; Аналог терригенному комплексу Аналог терригенному комплексу

Флюидопроявления Аналог терригенному комплексу Аналог терригенному комплексу

К редким видам осложнений при бурении можно отнести тепловые аномалии, природа которых связана с химическим разложением пластового флюида с большим выделением тепла.

Успешность бурения и достижение высоких технико-экономических показателей строительства скважин зависит от многих факторов, в том числе от эффективности физико-химических методов профилактики и ликвидации осложнений, как определяющего условия обеспечения совместимости интервалов бурения и связанной с этим материалоемкости конструкций скважин.

Во второй, третьей и четвертой главах рассмотрен тампонаж горных пород при ликвидации поглощений, рапопроявлений и гидравлической связи со стволом скважины в пористых коллекторах, определяющий ведущую роль в обеспечении совместимости интервалов бурения.

Развитие технологии химической кольматации пластов позволило обеспечить совместимость условий бурения, обусловленных разнонапорностью газоносных пластов, характерных для карбонатных отложений большой толщины в условиях интенсивной их разработки, а также при локализации развития тепловых эффектов в терригенных коллекторах и закреплении трещин в нарушенных тектоникой массивах горных пород.

Для повышения индексов давления поглощений при строительстве сверхглубоких скважин доказана эффективность метода гидродинамической кольматации.

Решение проблемы борьбы с поглощениями приводит к выделению ряда самостоятельных задач в области геологии, физики пласта, гидравлики, сопротивления материалов, реологий нетвердеющих вязкопластичных и твердеющих тампонажных растворов, условий движения суспензий и твердых частиц в поровой среде и трещинах горных пород и др.

Большой вклад в разработку технологий борьбы с поглощениями буровых растворов внесли отечественные исследователи В.И. Крылов, И.И. Вахромеев, И.А. Сидоров, М.И. Сухенко, В.В. Мищевич, М.А. Котяхов, Л.М. Ивачев, М.В. Курочкин, М.Р. Мавлютов, В.Г Ясов, В.Н. Поляков и др.

Работами этих исследователей показана природа осложнения, разработаны способы исследования скважин и предложены расчетные модели параметров зон поглощения, технологии ликвидации, а также выполнены работы по анализу областей их эффективного применения.

Поглощение бурового и тампонажного растворов обусловлено наличием проницаемых пластов и движущей силы от действия перепада давления в системе «скважина – пласт».

По текстуре каналы гидропроводности горных пород подразделяются на пористые, трещиноватые, кавернозные и смешанные. Параметр гидропроводности обусловлен строением и размерами фильтрационных каналов.

Для рассмотрения способов изоляции зон поглощения буровых растворов автором приняты следующие модели каналов гидропроводности:

трещины с выдержанной открытостью и различной пространственной ориентацией в массиве горных пород с пористой проницаемой стенкой;

трещины с выдержанной открытостью и различной пространственной ориентацией в массиве горных пород с непроницаемой (малопроницаемой) стенкой;

кавернозные пустоты, соединенные трещинами с различной открытостью и различной пространственной ориентацией.

По литолого-стратиграфическим комплексам пород типы коллекторов поглощения буровых растворов приурочены следующим образом (таблица 2).

Таблица 2 – Типы коллекторов зон поглощения по литолого-стратиграфическим комплексам

Тип коллектора Литолого-стратиграфический комплекс

терригенный надсолевой хемогенный подсолевой

Поровый + - -

Трещинный + + +

Порово-трещинный + - +

Трещинно-кавернозный - + +

На площадях структурно-формационных районов Оренбургской области зоны поглощения буровых растворов имеют широкий диапазон гидродинамических характеристик. При этом наиболее сложные поглощения, как правило, связаны с трещинно-кавернозными коллекторами, характеризующимися высокими коэффициентами удельной приемистости и скважностью (рисунки 1, 2, 3).

Рисунок 1 – Распределение коэффициента удельной приемистости по встречным зонам поглощения

Рисунок 2 – Распределение эквивалента раскрытия трещин

Рисунок 3 – Распределение скважности по зонам поглощения

Существующие технологии ликвидации зон поглощения буровых растворов при строительстве скважин предполагают определение гидрогеологических параметров зон поглощения, классификационных признаков, выбор способа ликвидации поглощений, планирование процесса изоляции.

Гидродинамические исследования рекомендуется производить при установившихся и неустановившихся режимах закачки буровых растворов. При этом прослеживается положение статического и динамического уровней в скважине и изменение приращения давления в интервале зоны поглощения при изменении режима подачи насоса, что позволяет построить индикаторную кривую (Р = ((Qн), где Qн – расходы бурового раствора при нагнетании.

С использованием расходометрии определяется коэффициент пьезопроводности, средняя проницаемость поглощающей зоны и средняя величина скважности горных пород поглощающего пласта. При этом в качестве расчетных параметров используются модуль Юнга, коэффициент Пуассона поглощающих пород и коэффициент объемной сжимаемости пласта или коэффициент трещиноватости.

Предложена также методика с использованием модели Г.И. Баренблатта и Ю.П. Желтова течения жидкости в трещиноватых пластах на основе представления о поглощающих породах как о двойной пористой среде – трещин и пористых матричных блоков. Это позволило описать поведение деформируемых упругих пород с высокоразвитой трещиноватостью и некоторые виды индикаторных кривых Q = (((Р).

На основе этой модели было принято предположение о наличии областей с тремя законами фильтрации в поглощающих пластах: в первой – трещиноватой и кавернозной среде – по квадратичному закону Шези – Краснопольского, во второй – среднепористой – по закону Дарси, в третьей – мелкопористой – по закону фильтрации с начальным градиентом давления в порах разного размера.

При этом была предложена формула для описания процесса фильтрации в поглощающих породах:

Q = К1*(Р0,5 + К2*(Р + К3*(Р2, (1)

где Q – интенсивность поглощения; К1 – коэффициент продуктивности (приемистости) для первой среды при турбулентном течении жидкости, характеризующий проницаемость этой среды, толщину пласта, радиус скважины, инерционные сопротивления, размеры трещин и каверн; К2 – коэффициент приемистости для второй среды; К3 – коэффициент приемистости для третьей среды, характеризующий мощность пласта и показатели жидкости; (Р – перепад давления при проведении гидродинамических исследований.

Гидродинамические исследования по данной методике должны проводиться при 7 - 9 режимах подач насоса (размах подачи для ствола 215,9 мм 0,003 - 0,035 м3/с) и при наличии глубинного манометра на глубине зоны поглощения.

Обработка гидродинамических исследований предполагает построение индикаторной линии в логарифмической системе координат (Р – Q и определение с помощью палетки угла наклона касательной к оси давлений, осредненный показатель режима фильтрации и расчетные коэффициенты приемистости по типам сред (К1, К2, К3).

Методы изоляции зон поглощения выбираются в зависимости от коэффициентов удельной приемистости поглощающего пласта q1, q2, q3. При этом коэффициенты удельной приемистости определяются как отношения коэффициентов К1, К2, К3 к площади фильтрации поглощающего пласта.


загрузка...