.2 Описание осложнений
Значительную роль при обосновании состава и свойств буровых растворов играют геологические осложнения, для предупреждения которых необходимо использовать специальные технологические мероприятия, в том числе по промывке скважины. К таким осложнениям относятся нестабильность горных пород, слагающих разрез, представленных терригенными глинисто-песчаными или хемогенными породами, поглощение бурового раствора в проницаемых пластах, сальникообразование, прихваты бурильного инструмента в результате подваливания стенок скважины, набухания глинистых пород или прилипания в интервалах повышенной проницаемости, вскрытие ММП, присутствие агрессивных сред, возможные проявления пластового флюида и т.д. Предупреждение перечисленных осложнений может быть обеспечено либо только выбором плотности или другого технологического параметра, либо оптимизацией состава бурового раствора, либо использованием целого комплекса мероприятий. Для принятия верного решения необходимо провести глубокий анализ не только данных, представленных в технических проектах и ГТН, но и результатов бурения скважин на месторождениях с аналогичными геологическими условиями.
Результаты анализа могут быть представлены в виде таблицы (табл.1-2; 1-3; 1-4; 1-5; 1-6; 1-7).
Таблица 1-2. Поглощение бурового раствора
Индекс стратиграфичекого подразделения
|
Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)
|
Максимальная интен сивность поглощения, м3/ч
|
Расстояние от устья до стати ческого уровня при его максимальном снижении, м
|
Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)
|
Градиент давления поглощения, кгс/см2м
|
Условия возникновения
|
Мероприятия по ликвидации последствий поглощения
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
|
при вскрытии
|
после изоляции
|
|
|
J3, J2+1
|
190
|
356
|
н.д.
|
н.д.
|
При бурении - н.д. При цементировании - да.
|
н.д.
|
н.д.
|
Поглощения приурочены к интервалам залегания песков в отложениях J3, J2+1 и песчаников в отложениях Т3 и обусловлены фильтрационными характеристиками пород и репрессией на пласты в процессе бурения, СПО и цементирования обсадных колонн.
|
Снижение плотности раствора, струйная кольматация открытой части ствола, намыв наполнителей, закачивание изоляционных смесей, применение специальных перекрывающих устройств.
|
T1
|
466
|
1020
|
н.д.
|
н.д.
|
|
н.д.
|
н.д.
|
|
|
C2
|
2027
|
2295
|
н.д.
|
н.д.
|
да
|
н.д.
|
н.д.
|
Зона поглощения приурочена к органогенно-детритовым, пористым и кавернозным известнякам. Поглощения обусловлены высокими фильтрационными характеристиками пород и репрессией на пласты в процессе бурения и СПО.
|
|
C1s2
|
2295
|
2457
|
|
|
|
|
|
|
|
D3fm
|
2989
|
3066
|
40
|
от 100 до 300
|
да
|
н.д.
|
н.д.
|
Зона поглощения приурочена к органогенно-детритовым, трещиновато-пористым известнякам продуктивной части горизонта. Поглощения обусловлены высокими фильтрационными характеристиками пород и репрессией на пласты в процессе бурения и СПО.
|
|
Таблица 1-3. Осыпи и обвалы стенок скважины
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)
|
Буровые растворы, применявшиеся ранее
|
Время начала осложнения, сут
|
Условия возникновения
|
Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
|
|
От (верх)
|
До (низ)
|
Тип раствора
|
плотность, г/м3
|
Дополнительные данные пораствору, влияющие на устойчивость пород
|
|
|
|
Q+K1
|
0
|
190
|
Бентонитовый, затем полимерглинистый
|
1120
|
Ф30 = 10-12 см3/30 мин УВ = 40-60 с. СНС1/10 = 30-50/50-80 дПа
|
От 3 до 5-7 сут. (при нарушении технологических требований ранее)
|
Наличие в разрезе ММП и рыхлых, слабосцементированных пород, теряющих связность при оттаивании и гидратации. Размыв ствола скважины. Низкие значения структурно-реологических параметров бурового раствора, повышенное значение фильтрации. Снижение гидростатического давления в скважине при поглощении или недоливе.
|
Регулирование технологических свойств бурового раствора в пределах заданных проектом и с учетом текущего состояния ствола скважины. Проработка и промывка ствола скважины. Крепление обсадными колоннами.
|
J, Т2+1, Р2 Р1k, P1ar
|
190
|
1966
|
Полимерглинистый с пониженной диспергирующей способностью
|
1100-1140
|
Ф30 = 8 - 10 см3/30 мин УВ = 35 - 60 с СНС1/10= 30-50/40-80 дПа
|
Более 20-30 сут.
|
Нарушение целостности стенок скважины, сложенных глинистыми и глинисто-карбонатными породами вследствие механического разрушения и разупрочнения при физико-химическом взаимодействии с буровым раствором.
|
|
Таблица 1-4. Нефтегазоводопроявления
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)
|
Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)
|
Длина столбагаза при ликвидации газопроявления, м
|
Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3
|
Условия возникновения
|
Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.д.)
|
Мероприятия по предупреждению и ликвидации НГВП
|
|
От (верх)
|
До (низ)
|
|
|
внутреннего
|
наружного
|
|
|
|
C3
|
2380/2678
|
2440/2748
|
нефть
|
н.д. для расчета
|
866,7
|
866,7
|
Депрессия на продуктивные пласты: - при поглощении, - недоливе скважины, - СПО, - несоответствии плотности бурового раствора градиенту пластового давления.
|
Пленка нефти, разгазирование и снижение плотности бурового раствора. Перелив на устье скважины и увеличение объема бурового раствора в приемных емкостях. При герметизации устья - избыточное давление.
|
1. Постоянный геолого-технологический контроль в процессе углубления скважины. 2. Корректировка плотности бурового раствора и технологических решений по вскрытию продуктивного пласта при уточнении геологических условий. 3. Безусловное выполнение требований ПБНГП - 2003 г. и РД 08-254-98.
|
S1
|
3066
|
3634
|
нефть
|
72
|
848
|
848
|
|
|
|
Таблица 1-5. Прихватоопасные зоны
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)
|
Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико-образования и т.д)
|
Раствор, при применении которого произошел прихват
|
Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)
|
Условия возникновения
|
Мероприятия по ликвидации последствий прихвата
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
тип
|
плотность, кг/м3
|
водоотдача, см3/30 мин
|
Смазывающие добавки
|
|
|
|
Q+K1
|
0
|
190
|
Заклинивание
|
-
|
-
|
-
|
-
|
да
|
Обвал (осыпание) валунно-галечных пород
|
Применение физико-механических, гидравлических, механических способов или их комбинирование.
|
J, Т, P2
|
190
|
1966
|
Дифференциальный (от перепададавления); из-за сальникообразования (в отложениях J, Т, P2).Прихват в желобной выработке
|
Полимер-глинистый
|
1100-1140
|
6-10
|
ФК-луб, нефть, детергент
|
да
|
Наличие в разрезе легкодиспергирующих глинистых пород. Наличие высокопроницаемых пород (в т.ч. продуктивных) и интервалов поглощения. Репрессия на пласт, повышенная фильтрация и фрикционные свойства раствора, избыточное содержание твердой фазы. Наличие желобных выработок. Большая площадь контакта бурильного инструмента со стенками скважины, определяемая профилем ствола.
|
|
С3, С2, С1,
|
1966
|
2457
|
|
Хлорка-лиевый
|
1070-1130
|
6,5-8 (до 15 при поглощении)
|
ФК-луб, нефть
|
да
|
|
|
D3fm
|
2457
|
2989
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 1-6. Текучие породы
Индекс стратиграфического подразделения
|
Интервал залегания текущих пород, м
|
Краткое название пород
|
Минимальная плотность бурового раствора, предотвращающая течение пород, кг/м3
|
Условия возникновения
|
|
От
|
до
|
|
|
|
Таблица № 1-6 не содержит информации. Текучие породы в разрезе скважины не установлены.
|
Таблица 1-7. Прочие возможные осложнения
Индекс тратиграфического подразделения
|
Интервал, м (по вертикали / по длине ствола)
|
Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование
|
Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
K1, J, Т, Р2, C, D3fm
|
147
|
2989
|
Сужение ствола скважины в интервалах залегания проницаемых пород.
|
Образование фильтрационной корки.
|
С1s1
|
2090
|
2295
|
Коагуляция бурового раствора.
|
Увеличение показателей реологических параметров и фильтрации при разбуривании сульфатных пород.
|
Т2 - D3fm
|
500
|
2989
|
Желобообразование.
|
Желобообразование обусловлено профилем ствола скважины. Образование желобов наиболее вероятно в интервалах изменения зенитного и азимутального углов, чередования кавернозных, неустойчивых и прочных пород.
|
.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Физико-механические свойства горных пород - внутренние, присущие данной горной породе особенности, обусловливающие её различие или общность с другими горными породами и проявляющиеся как ответная реакция горных пород на воздействие на неё внешних физических полей или сред. Численно каждое физические свойство горных пород оценивается размерным или безразмерным параметром (коэффициентом, показателем, характеристикой) - количественной мерой этого свойства. Физические параметры горных пород могут быть скалярными и тензорными. Широкий диапазон значений физических свойств горных пород объясняется многообразием их минерального состава, строения, многофазностью, а также генезисом горных пород. Физические свойства горных пород, определённые стандартными методами с указанием состава горной породы и её строения, представляют собой стандартные справочные данные (ССД) о горных породах. В соответствии с классификацие |
Скачать 1.15 Mb.