Бурение грунтовых зондов, установка энергетических колодцев

Вероятность возникновения прихватов увеличивается с возра­станием превышений гидростатического давления в стволе сква­жины над давлением флюида в пласте. Возможность регули­

рования перепада давления при проводке скважин зависит от величины градиентов пластовых давлений и гидродинамической характеристики проходимых отложений.

Так, при бурении скважин на платформенном склоне Тер — ско-Кумской впадины (юго-восточная часть Ставропольского края) отмечали аномально-высокие давления в отложениях Майкопа, верхнего и нижнего мела, которые значительно ос­ложняли проводку скважин и приводили к необходимости использования промывочных жидкостей с высокими плотностя­ми (до 2,0 г/см3 и более).

По разрезу Терско-Кумской впадины выделяют несколько гидродинамических зон. Зонам низких коллекторских свойств соответствуют аномально-высокие напоры, характерные для седиментационных, гидродинамически замкнутых бассейнов, зоне высоких коллекторских свойств — напоры нормальной гид­родинамической системы, связанной с областью питания ин — фильтрационными водами. Особенно резко эта зональность проявляется в Терско-Кумском прогибе, длительное и интенсив­ное погружение которого способствовало возникновению и сохранению гидродинамических аномалий в Майкопе, верхнем мелу и неокоме. В апт-альбском комплексе пород аномалии не образуются, что объясняется хорошими и выдержанными по — региону коллекторами.

Большинство площадей Прикумской зоны поднятий харак­теризуется нормальными значениями градиентов пластового — давления (0,106 кгс/см2). В разрезе площадей Терско-Кумского прогиба отмечаются зоны с аномально-высокими давлениями: песчаники нижнего Майкопа, известняки верхнего мела, песча­ники валанжинского яруса нижнего мела. Градиенты пласто­вых давлений для мезокайнозойского комплекса пород доходят до 0,140 кгс/см2-м. Большая часть прихватов на площадях Терско-Кумского прогиба происходила при совместном вскры­тии горизонтов с различными градиентами пластовых давлений, когда на отдельные пласты, например малонапорные проницае­мые нижнемеловые песчаники, действовал перепад давления 150—170 кгс/см2 (Отказненская, Советская и другие площади).

Анализ соответствия конструкций геолого-техническим усло­виям проводки скважин в юго-восточной части Ставропольского края показал, что безаварийное ведение работ может быть обеспечено при соблюдении следующих условий.

1. Высоконапорные водоносные горизонты в нижнем май­копе и особенно в нижнем мелу необходимо вскрывать, пере­крыв весь лежащий выше разрез.

2. Предварительно перекрыв надмайкопские отложения, можно планировать совместное вскрытие майкопских, эоцен — палеоценовых и верхнемеловых отложений.

3. На площадях, где водопроявлений из майкопских отло­жений не установлено, можно совместно вскрывать надмайкоп — — ские, майкопские, эоцен-палеоденовые и верхнемеловые отло­жения.

Реализация этих условий в процессе бурения скв. 4 Совет­ская, скв. 1, 2, 4 Степновской площади, скв. 8 Отказненская, екв. 1 Сухоподинская, скв. 6 Советская выявила значительные преимущества, а несоблюдение их привело к осложнениям и авариям, связанным с прихватами вследствие действия пере­пада давления на скв. 2, 4, 6, 7 Отказненской площади, скв. 1, 2, 3, 5 Советской площади.

На месторождениях Ставрополья пластовое давление, осо­бенно в VIII и IX пластах нижнего мела, в связи с отбором нефти и газа снизилось. В Чечено-Ингушетии оно снизилось в отложениях продуктивной части верхнего мела.

На конец 1967 г. снижение давления во внутриконтурной области (в зоне наибольших прогибов) по месторождениям Ставрополья составило:

Месторождение…………………. Озек-….. Величаев — Зимняя Правобереж- Колодезное

Суат ское Ставка ное

Снижение давления,

кгс/см2 56 50 45 39 37

Нижнемеловые отложения вскрывали с применением рас­творов плотностью, соответствующей периоду начала разра­ботки месторождений. В результате гидростатические давления превышали пластовые при бурении прихватоопасных нижнеме­ловых песчаников на 100—120 кгс/см2, что приводило к частым возникновениям прихватов. Нормирование гидростатического давления резко сократило случаи прихватов инструмента и увеличило механическую и коммерческую скорости бурения.

В ряде случаев ненормированное превышение гидростатиче­ского давления над пластовым объясняют необходимостью достаточного противодавления на пласты, чтобы не допустить обвалообразований. Но, как показала практика вскрытия зон, склонных к обвалообразованиям и осыпям, на площадях Крас­нодарского края (Самурская, Черноморская, Ставропольская, Левкинская) только повышение плотности раствора сверх необходимой в большинстве случаев не предупреждает нару­шение устойчивости стенок скважин.

Особенно необходимо правильно выбирать плотность про­мывочной жидкости для разбуривания месторождений, где про­ектируется большое число скважин, например Оренбургское газоконденсатное месторождение (ОГКМ). Скважины на этом месторождении до вскрытия кровли продуктивных отложений бурили с применением засоленных глинистых растворов, обра­ботанных кальцинированной содой и КМЦ. Продуктивную тол­щу вскрывали с использованием раствора плотностью 1,60— 1,65 г/см3.

Рис. 14. Графики проектных, фактических и потребных значе­ний плотности бурового раствора для вскрытия продуктивного го­ризонта на Оренбургском газо­конденсатном месторождении (цифры на графике обозначают номера скважин):

I, 2, 3 — соответственно проектная», фактическая и потребная плотности бу­рового раствора; 4 — нейтральная ли­ния

Выбор плотности рас­твора, необходимой для вскрытия продуктивных от­ложений на месторождени­ях, подобных ОГКМ, зави­сит, при прочих равных условиях, от положения скважины на структуре» пластового давления в кров­ле продуктивной толщи и градиента пластового дав­ления.

Исследования, проведен­ные Оренбургским геоло­гическим управлением по замеру пластовых давлений в кровле продуктивной толщи, позволили оценить величины перепадов давления, а также значения необходимой плотности раствора для вскрытия кровли продуктивной толщи, располо­женной на определенной глубине (рис. 14). Как видно из рис. 14, значения фактической плотности значительно превос­ходили проектные и потребные, в связи с чем проводка целого ряда скважин была сопряжена с преодолением прихватов и поглощений промывочной жидкости и связанных с ними газо­проявлений. Потребную плотность находили с учетом того, что- гидростатическое давление должно превышать пластовое на 7%, а градиент пластового давления по глубине в пределах газонасыщенной части пласта равен 0,2 кгс/см2 на 10 м.

Поле приведенных на рис. 14 значений потребной плотности ограничивается зоной А, включающей большинство точек, у которых средневзвешенные расстояния до нейтральной линии одинаковы.

Уравнение нейтральной линии, пользуясь которым можж> определить значение потребной плотности раствора, имеет вид

рп = 2,52 — 0,725- 10-3Я,

тде рп — потребная плотность, г/см3; Н — глубина залегания кровли продуктивной толщи, м.

Найдя рп для вскрытия продуктивной толщи с применением этой зависимости, можно определить нормированное превыше­ние гидростатического давления над пластовым, уменьшить за­траты на приготовление и обработку раствора, снизить вероят­ность возникновения осложнений и аварий, связанных с при­хватами колонн и поглощениями промывочной жидкости, а также газопроявлений.

Комментарии запрещены.