Основні теоретичні положення

При бурінні глибоких свердловин (до 5000 м і нижче), продуктивні горизонти в більшості випадків розкриваються з репресіями на пласти. Нам уже відомі наслідки неякісного розкриття нафтогазоносних горизонтів з перевищенням гідростатичного тиску над пластовим, особливо на родовищах з АВПТ, де використовуються обважнені промивні рідини.

Вказаний фактор має місце при бурінні на розвідувальних площах Передкарпатського прогину Рожнятів, Космач-Покутський, Ольховка та ін., де при розкритті нафтоносних пластів використовувався обважнений буровий розчин густиною кг/м³. Репресія на пласти при цьому досягала
15-20 МПа. Внаслідок чого при хорошій геофізичній характеристиці пластів-колекторів одержані дуже малі припливи нафти. При бурінні свердловин в таких умовах в результаті повної або часткової втрати гідродинамічного зв’язку пластів з свердловиною має місце не виявлення нафтогазоносних пластів при випробуванні їх на приплив, втрати на довгий час потенційних робочих дебітів.

В.Д.Зільберман вказує, що на основні знання закономірності розподілу пластових тисків в покладах при вмілому маневруванні нашими можливостями можна покращити якість розкриття пластів. Так, регулюванням глибини установки башмаків і проміжних колон в продуктивному розрізі, можна регулювати величину репресії на пласти.

Обмеження величини репресії густини промивної рідини на пласти дозволить підвищити ефективність геофізичних робіт і газового каротажу. При розкритті розрізу з великими репресіями на продуктивні пласти проходить витіснення газу від стінок свердловини. У промивну рідину попадає тільки незначна частина газу і на кривій газопоказання фіксуються тільки значення, які не перевищують фонових значень. У даному випадку пласти з кращими колекторськими властивостями будуть задавлені і заглинизовані, а малопористі з низькими фільтраційними властивостями не будуть задавлені, що викличе підвищене розгазування розчину і появу пік на газокаротажних діаграмах. Внаслідок дифузії газу на промивну рідину низькопроникні пласти будуть відбиватись на діаграмах у вигляді зон з підвищеною газоносністю. На думку К.А.Анілієва, гідродинамічні процеси, які викликають викиди, поглинання промивної рідини, прилипання інструменту до стінок свердловин, обвали глин та інші ускладнення, проходять тим активніше, чим більша дисгармонія між градієнтами.

Найраціональніше буріння “на балансовій рівновазі” між тиском флюїдів в порах і гідростатичним тиском промивної рідини в свердловині.

За даними ЦНДЛ об’єднання “Укрнафта” при бурінні свердловин тиск промивної рідини повинен перевищувати не більш ніж на 8-10% пластовий тиск. К.А.Анілієв, роблячи посилання на досвід буріння свердловин США, рекомендує цю величину підтримувати в межах 0-3,5 МПа. У такому випадку при своєчасно виявленому моменті входження в зону з АВПТ і при вірній оцінці величини тиску з'являється можливість безаварійного буріння свердловини. Є можливість здійснювати контроль за пластовим тиском в процесі буріння свердловини і проводити її на мінімально необхідній густині промивної рідини.

Таблиця 1.7 — Вихідні дані

Н, м	, кг/м³	_п, Ом*м	Н, м	, кг/м³	_п, Ом*м
					6,8
		5,2			7,0
		5,4			7,2
		5,7			7,4
		5,9			7,6
		6,0			7,9
		6,0			8,1
		6,5			8,3
		6,8			8,5
		7,2			8,6
		7,8			8,9
		7,9			9,2
		8,1			9,5
		8,4			9,8
		8,8			9,0
		7,1			8,2
		6,5			8,0
		5,0			6,0
		5,0			5,2
		4,8			5,2
		3,8			4,4
		3,2			4,4
		3,2			4,1
		3,2			4,1

Таблиця 1.8 — Результати підрахунку

Варіанти	Н, м	Р_а, МПа

Рисунок 1.1 — Графік змін густини води (а) і аргілітів (б) з глибиною для внутрішньої зони Передкарпатського прогину.

1.4.3 Порядок виконання роботи:

1) будуються графіки зміни густини глинистих пластів з глибиною (електричного опору та ін.);

2) за графіками встановлюється інтервал нормальної зміни параметрів глин з глибиною і виділяються зони аномального пластового тиску;

3) для глибини розрахунку (Н) порового тиску знаходиться еквівалентна глибина (Н_е), на якій глини мають таку ж величину параметру, як і на глибині (Н), тобто, скелет породи має на глибині Н і Н_е однакову ефективну напругу і характеризується однаковою ефективною густиною.

Основне рівняння цієї методики має вигляд:

, МПа (1.19)

де P_a — аномальний пoровий тиск на глибині Н, МПа;

, ^— середньозважене значення по товщині в кг/м³ значення густини порід на глибині Н_і і Н_е;

— густина мінералізованої води (визначена за графіком), кг/м³.

Для визначення аномального тиску за даними електрометрії використовують формулу:

, (1.20)

де — гідростатичний тиск стовпа рідини на глибині визначення ; , — відповідно на глибині визначення , значення електричного опору в Ом·м.

1.4.4 Контрольні запитання

1). Що таке коефіцієнт аномальності?

2) Що таке аномальний тиск?

3) Які методи ви знаєте для прогнозування аномальних тисків?

4) Внаслідок чого виникає аномальний тиск?

Рекомендована література

1 Орлов О.О., Євдощук М.І., Омельченко В.Г., Трубенко О.М., Чорний М.І. Нафтогазопромислова геологія. Підручник. К., Наукова думка. 2005 –425 с.

2 Чорний М.І. Розробка методики прогнозування аномально високих тисків за даними геофізичних досліджень свердловин для внутрішньої зони Перед-карпатського прогину. Дисертація на здобуття наукового ступеня канд. геол.-мін. наук. — Івано-Франківськ, 1982.

2 МОДУЛЬ 2. МЕТОДИ ПОКРАЩАННЯ КОЛЕКТОРСЬКИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ПРОДУКТИВНИХ ПЛАСТІВ ПРИ БУРІННІ ТА ЇХ ОЦІНКА

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
ВИЗНАЧЕННЯ ГУСТИНИ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ ПРИ РОЗКРИТТІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РІВНОВАЗІ ТИСКІВ	\|	ЛАБОРАТОРНА РОБОТА № 5

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.006 сек.