Повышение скоростей бурения и дебитов нефтегазовых скважин


Крысин II. И., Крапивина Т. II.





        ПОВЫШЕНИЕ СКОРОСТЕЙ БУРЕНИЯ И ДЕБИТОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН


Разработка и совершенствование составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов



Монография





















Инфра-Инженерия Москва - Вологда 2018

УДК 622.24
ББК 33.131
К 85

   ФЗ    Издание не подлежит маркировке
№ 436-ФЗ  в соответствии сп.1ч.2 ст. 1 

        Крысин Н. И., Крапивина Т. Н.
К 85 Повышение скоростей бурения и дебитов нефтегазовых скважин. Разработка и совершенствование составов буровых растворов, технологий и технических средств первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов: Монография / Н. И. Крысин, Т. Н. Крапивина. - М.: Инфра-Инженерия, 2018. - 340 с.

ISBN 978-5-9729-0242-2



     Произведен анализ факторов, влияющих на выбор параметров бурения, исходя из особенностей геолого-технических условий. Показана целесообразность и эффективность снижения плотности буровых растворов, разработаны составы растворов пониженной и низкой плотности, безглинистые растворы на основе минеральных солей и пластовых вод, а также способ получения эмульсионно-глинисто-карбонатного раствора из модифицированного нефтью глинопорошка. Разработаны технологии первичного вскрытия продуктивных пластов на депрессии и вторичного вскрытия щелевой гидропескоструйной перфорацией, определены условия их рационального применения. Приведены результаты испытаний и промышленного применения рассмотренных буровых растворов и технологий.
     Для научных и инженерных работников нефтегазовой отрасли, а также студентов и преподавателей нефтегазовых специальностей.
















© Крысин Н. И., Крапивина Т.Н., авторы, 2018
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2018


ISBN 978-5-9729-0242-2

ОГЛАВЛЕНИЕ


ВВЕДЕНИЕ .......................................................................8

ГЛАВА 1. ИДЕНТИФИКАЦИЯ РАЗРЕЗОВ. ВЗАИМОСВЯЗЬ СОСТАВА И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТОВОРОВ С ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ БУРЕНИЯ И ВСКРЫТИЯПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ................................. 10

1.1 Понятиеидентификацииразрезов ............................................. 10
    1.1.1 Геолого-технические условия бурения и вскрытия продуктивных пластов в Пермском крае и их влияние на выбор состава и свойств бурового раствора ........................................................... 10
    1.1.2 Исследование влияния пластовых вод и горных пород на состав фильтрата бурового раствора .................................................. 34
    1.1.3 Основные факторы, определяющие выбор буровыхрастворов дляусловий Пермского края. Критерии идентификации разрезов и районирования буровых растворов .......................................................... 38
1.2 Влияние буровых растворов и жидкостей глушения скважин на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов ............... 44
    1.2.1 Современные представления о составе и свойствах эмульсионных буровых растворов .......................................................... 46
   1.2.2 Анализ рецептур буровых растворов с низким содержанием твердой фазы . 49
    1.2.3 Обзор исследований по составу и свойствам безглинистых буровых растворов для массового бурения и вскрытия продуктивных пластов............... 50
    1.2.4 Анализ рецептур буровых растворов, применяемых при бурении в хемогенных породах............................................................. 52
   1.2.5 Обзорисследованийпосоставамжидкостейдлявызова притока ............... 54
1.3 Разработка и совершенствование рецептур, технологии приготовления и химической обработки буровых растворов с низким содержанием твердой фазы............................................................ 56
   1.3.1 Классификациябуровыхрастворовпоплотности............................. 56
    1.3.2 Определение оптимальных концентраций бентонитовых глинопорошков в буровых растворах................................... 57
    1.3.3 Исследования влияния диспергирования на показатели свойств бентонитового бурового раствора .................................................. 58
    1.3.4 Определение концентрации бентонита для приготовления эмульсионно-глинисто-карбонатного раствора.......................... 66
   1.3.5 Разработканефтеэмульсионныхбуровыхрастворов.......................... 66
    1.3.6 Состав, технология приготовления и регулирования свойств пресных буровых растворов низкой и пониженной плотности ............................ 74
    1.3.7 Состав, технология приготовления и регулирования свойств эмульсионно-глинисто-карбонатного раствора ..................................... 75
    1.3.8 Состав, технология приготовления и методы химической обработки буровых растворов с естественной полисолевой минерализацией ................ 80
    1.3.9 Состав и технология приготовления буровых растворов, ингибированных калийсодержащими отходами........................................... 82
   1.3.10В ыводы.............................................................. 84

3

1.4 Состав, технология приготовления и методы химической обработки безглинистых полимросолевых буровых растворов .............................85
    1.4.1 Состав, технология приготовления и методы химической обработки безглинистых полимеросолевых буровых растворов .........................85
    1.4.2 Состав, технология приготовления и методы химической обработки безглинистых буровых растворов на основе пластовой воды ...............86
    1.4.3 Состав, технология приготовления и способы химической обработки безглинистых буровых растворов с повышенными структурно-механическими свойствами ....................................89
   1.4.4 Утяжеленные безглинистые буровые растворы.........................90
    1.4.5 Влияние пластовых флюидов на показатели свойств безглинистых буровых растворов .....................................................91
    1.4.6 Влияние безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод на подготовку нефти ...................................................92
   1.4.7 Выводы ...........................................................93
1.5 Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов и вызова притока....94
    1.5.1 Состав и методика регулирования свойств инвертно-эмульсионных буровых растворов .....................................................94
    1.5.2 Разработка рецептур и исследование свойств утяжеленных инвертно-эмульсионных буровых растворов ................................98
    1.5.3 Исследования влияния СМАД-1 на показатели свойств инвертно-эмульсионного бурового раствора .............................100
    1.5.4 Влияние добавок нефти на показатели инвертно-эмульсионного бурового раствора и способ восстановления его свойств ................100
   1.5.5 Испытаниеинвертно-эмульсионныхрастворов«набентонит» .............103
   1.5.6 Безглинистые буровые растворы для вызова притока из пласта.......104
    1.5.7 Исследования по переводу безглинистого полимеросолевого бурового раствора в пену и пены в буровой раствор.......................................104
    1.5.8 Исследования по переводу безглинистого бурового раствора на основе пластовых вод в пену........................................109
   1.5.9 Выводы ..........................................................111
1.6 Влияние новых типов безглинистых буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов, подготовку скважин к цементированию и информативность геофизических исследований .............................111
    1.6.1 Исследование влияния безглинистых буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов .................................................112
1.7 Результаты промышленного испытания и применения новых типов буровых Растворов ................................................................115
    1.7.1 Эффективность применения эмульсионно-глинисто-карбонатного бурового раствора .............................................................115
   1.7.2 Эффективность применения буровых растворов пониженной плотности...119
    1.7.3 Эффективность применения безглинистого полимеросолевого бурового раствора..............................................................123
    1.7.4 Результаты промышленного применения безглинистых буровых растворов для промывки скважин в соленосных отложениях..............................126
    1.7.5 Эффективность применения безглинистых буровых растворов на основе пластовых вод...............................................130

4

    1.7.6 Влияние безглинистых буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов ......................................136
    1.7.7 Результаты промышленного испытания инвертно-эмульсионного бурового раствора...................................................137
    1.7.8 Результаты промышленного испытания и применения цементных растворов с повышенной водоудерживающей способностью .........................139
   1.7.9 Выводы ........................................................139


ГЛАВА 2. ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НА ДЕПРЕССИИ.....................141

2.1 Влияние буровых растворов на качество вскрытия продуктивных пластов на репрессии............................................................141
2.2 Обзор исследовании по вскрытию продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении (депрессии)...................................147
2.3 Разработка технологии заканчивания скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт»..................159
    2.3.1 Обоснование выбора объектов для вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе
«скважина — пласт» .............................................159
   2.3.2 Определение местоположения продуктивного пласта ................161
    2.3.3 Методика проектирования и достижения в промысловых условиях отрицательного дифференциального давления в системе «скважина — пласт» ............162
    2.3.4 Перепад давления при спуско-подъемных операциях и наращивании инструмента. Операции при которых может происходить репрессии на продуктивный пласт имероприятия по предупреждению .....................................165
        2.3.4.1 Использование дополнительного газа......................165
        2.3.4.2 Инжекторные переводники ................................165
        2.3.4.3 Переводники для поддержания постоянной циркуляции ......166
        2.3.4.4 Дополнительная колонна для подачи воздуха...............167
        2.3.4.5 Параллельные обсадные колонны ..........................168
        2.3.4.6 Сдвоенные бурильные трубы...............................168
2.4 Разработка жидкостей глушения скважин, пробуренных при отрицательном дифференциальном давления в системе «скважина — пласт» ..................169
    2.4.1 Теоретические предпосылки по использованию спиртов в качестве жидкостей глушения и заканчивания скважин.....................................174
    2.4.2 Состав и свойства реагента Т .................................174
    2.4.3 Исследованиерастворимостисолейв реагентеТ ....................175
    2.4.4 Исследование набухания глин в реагенте Т .....................176
    2.4.5 Исследование влияния жидкости глушения (реагента Т) на восстановление проницаемости образцов керна продуктивных пластов...................177
   2.4.6 Технологические свойства реагента Т как жидкости глушения......178
    2.4.7 Разработка жидкости глушения скважин, пробуренных на продуктивные пласты с повышенными пластовыми давлениями ................................178
    2.4.8 Разработка технологии глушения скважин, пробуренных со вскрытием продуктивного пласта при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт» .......................................181

5

2.5 Разработка и совершенствование технических средств для заканчивания скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт»................................................. 183
2.6 Результаты испытания и промышленного применения технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт» ...................................... 203
   2.6.1 Стендовые испытания оборудования для вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт» ............................................ 203
   2.6.2 Приемочные испытания технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт» ............................................ 204
2.7 Технология строительства скважин при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт» ............................. 209
2.8 Общая оценка показателей, полученных при приемочных испытаниях технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении всистеме«скважина — пласт»......................................... 214
2.9 Влияние вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт» напродуктивностьскважин ........................................... 214
2.10 Результаты применения технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном перепаде давления в системе «скважина — пласт» пристроительствевторогостволаизскважины № 709Гожанского месторождения...................................................... 218
2.11 Промышленное применение технологии вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференцированном давлении в системе «скважина — пласт» ...................................... 220
2.12 Экономическая эффективность вскрытия продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина — пласт»................................................. 225
2.13 Выводы........................................................ 226

ГЛАВА 3. ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕМ ТЕХНОЛОГИИ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ............................................... 227
3.1 Анализ современного состояния вторичного вскрытия родуктивных пластов................................................ 228
   3.1.1 Методыщелевойперфорации................................... 237
   3.1.2 Перфорационныежидкости ................................... 240
3.2 Разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов щелевой гидропескоструйной перфорацией с одновременной интенсификацией притока ........................... 244
   3.2.1 Состояниепроблемы......................................... 244
   3.2.2 Разработка метода щелевой разгрузки призабойной зоны продуктивного пласта .......................................... 246

6

    3.2.3 Обоснование выбора объектов для вскрытия щелевой гидропескоструйной перфорацией ..........................................................250
   3.2.4 Разработка состава рабочей жидкости для проведения ЩГПП ........250
    3.2.5 Определение рациональной продолжительности выполнения щелей при щелевой гидропескоструйной перфорации.........................................256
    3.2.6 Акустический способ определения параметров объемных полостей в околоскважинном пространстве........................................257
    3.2.7 Разработка технологии интенсификации притока с одновременным подъемом перфоратора и спуском оборудования для    добычи нефти................260
    3.2.8 Расчетпараметровщелевойгидропескоструйнойперфорации ...........260
    3.2.9 Изменение напряженного состояния горных пород призабойной зоны продуктивного пласта в процессе первичного вскрытия бурением и вторичного — щелевой гидропескоструйной перфорацией.................................265
   3.2.10В  ыводы.........................................................273
3.3 Разработка и совершенствование оборудования для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации ............................................274
   3.3.1 Скважинноеиприустьевоеоборудование .............................274
    3.3.2 Наземное специальное оборудование для проведения щелевой гидропескоструйной перфорации ........................................285
    3.3.3 Некоторые проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации специализированных агрегатов при щелевой
        гидропескоструйной перфорации ....................................294
   3.3.4 Выводы ..........................................................295
3.4 Результаты испытаний и промышленного применения технологии и технических средств при вторичном вскрытии продуктивных пластов щелевой гидропескоструйной перфорацией....................................295
   3.4.1 Объекты испытания и внедрения...................................295
    3.4.2 Состав работ по подготовке и проведению щелевой гидропескоструйной перфорации ...........................................................299
   3.4.3 Подготовительные работы, выполняемые до проведения ЩГПП ........303
    3.4.4 Технология проведения щелевой гидропескоструйной перфорации — процесс создания щелей................................................313
    3.4.5 Схемы проведения промывок с целью очистки скважины от отработанного абразивного материала..................................................314
3.5 Результаты испытаний и промышленного внедрения щелевой гидропескоструйной перфорации для вторичного вскрытия продуктивных пластов...................317
    3.5.1 Результаты испытания и промышленного внедрения способа контроля качества щелевой гидропескоструйной перфорации ................................318
   3.5.2 Влияние щелевой гидропескоструйной перфорации
        на продуктивность нефтяных и приемистость нагнетательных скважин.320
   3.5.3 Эффективность щелевой гидропескоструйной перфорации.............324
3.6 Выводы...............................................................324

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ........................................................326

7

ВВЕДЕНИЕ


     В современном мире остро ощущается потребность в обеспечении всех отраслей народного хозяйства углеводородными продуктами. Решение задач по обеспечению качественными и доступными нефтепродуктами возможно при условии сокращения сроков и снижения стоимости строительства скважин, интенсификации нефтедобычи на основе дальнейшего совершенствования технологии глубокого бурения, разработки и внедрения новейших достижений науки и техники в процессе нефтедобычи и нефтепереработки.
     Решение задач повышения темпов и эффективности буровых работ сдерживается из-за ряда нерешенных вопросов.
     Неудовлетворительное состояние ствола, его нарушенность кавернами, наличие толстой глинистой корки, большая глубина зоны проникновения фильтрата, неудовлетворительное качество крепления, первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта являются основными причинами многих осложнений — недоподьема цементного раствора, отсутствия плотного контакта между сопредельными средами: цементным камнем, горной породой и стенкой обсадной трубы. Затраты времени и средств на приготовление и обработку буровых промывочных растворов и ликвидацию осложнений, связанных с качеством буровых растворов, по-прежнему составляют значительный удельный вес в цикле строительства скважин. Это обусловлено тем, что попадание в буровой раствор солей пластовых вод и горных пород вызывает коагуляционное загущение или разжижение его, а для восстановления свойств раствора требуются многократные обработки последнего. Эффективность обработок кратковременна ввиду того, что через одно-два долбления в результате повторного попадания электролитов снова происходит нарушение устойчивости системы. Не обеспечивает сохранение регламентированных показателей свойств бурового раствора и повышение репрессии на водоносные пласты за счет увеличения плотности бурового раствора. Наоборот, повышение плотности усиливает коагуляционно-седиментационную неустойчивость системы за счет повышенной концентрации в буровом растворе твердой фазы, особенно глинистой.
     Вышеуказанные осложнения еще в большей мере проявляются при вскрытии продуктивных пластов на поздней стадии разработки месторождений, так как в результате реализации мероприятий по поддержанию пластового давления зачастую, особенно при неоднородных пластах, происходит его повышение на 3-8 МПа выше гидростатического и связанной с этим необходимостью применения утяжеленных буровых растворов плотностью 1300-1800 кг/м³. При этом повышенное содержание твердой фазы не только снижает устойчивость системы к электролитам, но также приводит к снижению показателей работы долот, забойных двигателей, сказывается на состоянии стволов скважин, качестве крепления и вскрытия нефтяных и газовых пластов, особенно низкопродуктивных, к которым в пределах Пермского края отнесены более половины запасов нефти. Наряду с этим повышаются затраты на материалы и химические реагенты для приготовления и обработки бурового раствора. Таким образом, общепринятый у нефтедобытчиков Пермского края метод предупреждения порчи раствора повышением противодавления на продуктивный пласт не оправдал себя. Решение этого вопроса представляется возможным только при использовании для промывки скважин буровых растворов, максимально соответствующих горно-геологическим условиям, т. е. использование таких систем растворов, на которые не оказывали бы влияние компоненты, образующиеся в стволе скважины или попадающие в него в процессе бурения.
     В связи с этим актуальной является проблема разработки метода системного анализа особенностей геолого-технических условий бурения и вскрытия продуктивных пластов как научной основы идентификации, а именно районирования разрезов и создания для каждого из них устойчивых саморегулирующихся систем буровых растворов.
     Разработаны и внедрены в практику бурения следующие типы буровых растворов: буровые растворы с низким содержанием твердой фазы и безглинистые буровые растворы,

8

эмульсионно-глинисто-карбонатный раствор, буровые растворы пониженной плотности и с естественной полисолевой минерализацией (сокращенно — с ЕПСМ), инвертноэмульсионный раствор (ИЭР), безглинистые полимерно-солевые буровые растворы и растворы на основе пластовых вод для бурения соленосных отложений и заканчивания скважин.
     Так, например, применение безглинистых буровых растворов на Рассветном месторождении позволило повысить первоначальные удельные дебиты скважин на 1 т/сут по сравнению с дебитами, получаемыми при вскрытии на глинистых растворах.
     Наряду с указанным эффектом внедрение безглинистых буровых растворов позволяет перейти на низкооборотное бурение, используя винтовые забойные двигатели, что повышает проходку на долото в 2-3 раза.
     Переход на бурение с промывкой безглинистым буровым раствором на основе пластовых вод, отбираемых из скважины, пробуренной в кусте, позволяет на 80-90 % уменьшить объем грузоперевозок на скважину. В расчете на одну скважину объем грузоперевозок материалов и химических реагентов сокращается в 5-30 раз.
     Для оценки влияния буровых растворов и технологии вскрытия продуктивных пластов на продуктивность скважин на Кокуйском месторождении проведен уникальный эксперимент. Вскрытие тульского, бобриковского горизонтов и малиновского надгоризонта в скважинах №2179, №2134 и №717 осуществлено соотетственно глинистым, безглинистым и инвертно-эмульсионным типами буровых растворов. Все скважины пробурены в одном кусте одной буровой бригадой. В скважине № 2170 работы по вскрытию продуктивного пласта провели с применением традиционной технологии: пласт вскрыт с промывкой глинистым раствором плотностью 1250 кг/м³, обработанным УЩР и карбонатом натрия. Ствол скважины до забоя обсажен колонной диаметром 146 мм и зацементирован.
     В скважине №2134 эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена до кровли тульского горизонта и зацементирована, а пласт вскрыт с промывкой полимерсолевым буровым раствором плотностью 1030 кг/м³, обработанным КССБ и КМЦ. Скважина № 2717 построена по конструкции, аналогичной конструкции скважины № 2134. Вскрытие пласта проведено с промывкой инвертно-эмульсионным раствором плотностью 1030 кг/м³ с использованием в качестве эмульгатора Укринола и стабилизатора СМАД-1. Показатель фильтрации на всех скважинах поддерживали равным (6-8) х 10⁻⁶ см³.
     По геофизическим данным продуктивная талица во всех скважинах имела одинаковую характеристику.
     Прогнозная оценка максимально возможных дебитов, выполненная на основе геофизической информации, показала, что все три скважины могут дать дебит в пределах 25-30т/сут, фактические дебиты по скважинам №2170, №2134, №717 составили 0,9, 10 и21 т/сут.
     Следует отметить, что ни в одном случае не получен потенциальный дебит ввиду загрязнения призабойной зоны пласта. С целью поиска более эффективных технологий заканчивания скважин в монографии детально рассмотрена технология вскрытия продуктивного пласта на депрессии и пути ее совершенствования.
     С целью повышения продуктивности и долговечности скважин, пробуренных по ранее применяемым технологиям, авторами разработана и описана технология вторичного вскрытия продуктивных пластов щелевой гидропескоструйной перфорацией.
     Авторы будут благодарны читателям, которые пожелают высказать замечания и предложения по данной монографии, и учтут их в своей дальнейшей работе.

9

ГЛАВА 1. ИДЕНТИФИКАЦИЯ РАЗРЕЗОВ. ВЗАИМОСВЯЗЬ СОСТАВА И СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТОВОРОВ
          С ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ БУРЕНИЯ И ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

1.1 Понятие идентификации разрезов

    Успешное строительство нефтяных и газовых скважин во многом зависит от правильного выбора и показателей свойств бурового раствора. Это вызвано тем, что буровые растворы являются средой, в которой происходит разрушение горных пород, и тем, что они несут ряд ответственных технологических функций. Так, свойства буровых растворов влияют на качество вскрытия, результаты освоения коллекторов нефти и газа, качество геофизических исследований, очистку ствола и забоя скважины от выбуренной или осыпавшей породы, фильтрационные процессы, сохранение устойчивости стенок скважины, качество крепления скважин и буримость горных пород. Наряду с указанным, свойства буровых растворов оказывают влияние на работоспособность забойных двигателей и породоразрушающего инструмента, бурильных и обсадных труб.
    Теория и практика разработки и промышленного применения буровых промывочных растворов показывает, что их получение представляет значительно меньше трудностей, чем предупреждение отклонений показателей свойств, которые происходят в результате взаимодействия растворов с пластовыми флюидами и выбуренной породой. Предупредить отклонение показателей свойств буровых растворов от регламентированных возможно только при достаточно полном учете количества и состава компонентов, поступающих в него в процессе углубления ствола скважины, или созданием таких систем растворов, на которые не оказывали бы влияние выбуриваемые горные породы и пластовые флюиды. Сохранение физикохимических свойств буровых растворов и создание устойчивых, инактивных к солям из горных пород и пластовых вод систем буровых растворов невозможно без знания геологотехнических условий бурения. Важным моментом является оценка взаимовлияния условий бурения и вскрытия нефтяных пластов на выбор бурового раствора, а также влияние последнего на состояние пород и пластовых флюидов в призабойной зоне скважины.
    В связи с этим авторы предлагают метод идентификации (районирования) разрезов, в основе которого лежит комплексное изучение геолого-технических условий бурения и вскрытия продуктивных пластов, теоретические и экспериментальные исследования влияния составов и свойств буровых растворов на сохранение естественной продуктивности, качество крепления, показатели бурения, состояние стволов скважин, а также стойкость буровых растворов к воздействию на них пластовых флюидов и горных пород.
    Под идентификацией (районированием) разрезов понимается выделение в пределах одного или нескольких месторождений разрезов или их частей с одинаковыми или близкими требованиями к составу и свойствам буровых растворов. Успешное идентифицирование разрезов возможно только при наличии надежных критериев.
    Ниже на примере геолого-технических условий бурения и вскрытия продуктивных пластов Пермского края, в целом аналогичного по условиям бурения пластам Башкортостана, Татарстана, Удмуртской Республики, Самарской области и др. районов Урало-Поволжья, выполнена разработка критериев и проведена идентификация разрезов.

1.1.1. Геолого-технические условия бурения и вскрытия продуктивных пластов в Пермском крае и их влияние на выбор состава и свойств бурового раствора

    Исходя из особенностей геологического строения и условий залегания, в Перском крае выделяют шесть основных структурных элементов: Башкирский и Пермский своды,


10

Камско-Кинельскую моноклиналь, Предуральский прогиб, Верхне-Камскую впадину и Коми-пермяцкий погребенный свод. Разрез месторождений и площадей данного региона до девонской системы включительно на 72,8-99,6 % сложен карбонатными и сульфатными породами, а при рассмотрении разреза до кристаллического фундамента — на 28,6-74,5 %, остальная часть разреза сложена терригенными породами — аргиллитами, алевролитами, песчаниками (таблица 1.1).

Химический и минералогический состав горных пород
     К числу основных факторов, влияющих на качество бурового раствора, относят состав горных пород, слагающих разрез [1,2]. Влияние некоторых пород на показатели бурового раствора рассмотрено в [3,4].
     Регулярного систематического изучения химического состава горных пород структурных элементов Пермского края не проводилось.
     Нами обобщены результаты исследования химического состава горных пород по одноименным стратиграфическим горизонтам Пермского края. Определение ионного состава горных пород проведено по данным сокращенного химического анализа 565 проб, отобранных из 35 скважин. Кроме того, образцы пород для исследования отобраны при бурении опорных скважин. Ошибка в определении состава горных пород не превышала 1,5 %.
     Показано, что основными составляющими ингредиентами горных пород являются кальцит и магнезит (таблица 1.2). В ряде стратиграфических горизонтов массовая доля их в пробах достигает 98,6 %.
     Ввиду низкой растворимости кальцит и магнезит практически не оказывают вредного физико-химического влияния на буровой раствор, за исключением его самопроизвольного утяжеления. Массовая доля гипсов и ангидритов в пробах горных пород незначительна и колеблется в пределах 0,3-1,4 %. Однако их присутствие в разрезе является причиной порчи пресного глинистого раствора. Ухудшение качества раствора при разбуривании этих пород обусловлено их высокой растворимостью и происходит под общим влиянием ионов кальция и сульфат-ионов. Пласты гипсов и ангидритов часто перемежаются с пластами известняков и доломитов, что обуславливает трудность определения их мощности.
     Выявлено, что содержание сульфата кальция даже в пределах одного месторождения может изменяться. Так, в скважине № 1 Кудымкарской площади массовая доля сульфата кальция в породах наиболее высока и по отдельным пробам составляет: в кровле фаменского яруса — 50,3 и 76,6 %; в ассельском ярусе — 19,5 и 63,0 % и т. д. Повышенное содержание сульфата кальция (до 40-60 %) также отмечено в нижней части кунгурского яруса Соликамской депрессии. В остальной части разреза его содержание составляет 1,0-2,7 %.
     Минералогический состав терригенных отложений рассмотрен по опорным скважинам. Терригенные отложения представлены, в основном, легкой фракцией: кварцем 26-100 %, полевыми шпатами 0-42,8 %. Тяжелая фракция представлена цирконом, пиритом, турмалином и др. Содержание их неравномерно и не превышает 5 %.
     Установлено, что химический состав горных пород по одноименным стратиграфическим горизонтам структурных элементов Пермского края отличается незначительно (таблица 1.3), исключение составляет состав горных пород кунгурского яруса Соликамской депрессии, где лунежская пачка представлена чередованием солей (рис. 1.1), на базе которых разрабатывается Верхнекамское месторождение минеральных солей. Продуктивная толща последнего сложена сильвинитовой и карналитовой пачками мощностью 9-33 и 20-120 м соответственно. Сильвинитовая пачка представлена чередующимися пластам сильвинита и галита, а карналитовая — карналлитом и сильвинитом. Сверху и снизу калийно-магниевые соли отделены от других пород и водоносных горизонтов слоями галита мощностью 15-52 и 50-350 м соответственно и переходными зонами, представленными чередованием галита и глин. Пропластки каменной соли мощностью 5-30 встречаются в кунгурском ярусе Преду-ральского прогиба (Чусовская, Тиховская и Лужевская площади).


11

Таблица 1.1
Соотношение мощностей карбонатных и терригенных отложений по структурным элементам Пермского края

                               В том числе, м         Массовая доля     Соотношение мощностей   
  Наименование   Вскрытая                              карбонатных     в разрезе до девона, %   
  структурных    МОЩНОСТЬ, Карбонатных  Терригенных и сульфатных пород                         
   элементов         м     и сульфатных  отложений      в разрезе,     Карбонатных  Терригенных
                            отложений                       %          и сульфатных            
 Коми-пермяцкий    2177        1061        1116            49,7            72,8        27,2    
погребенный свод                                                                               
    Камская        2632        1101        1531            42,0            82,0        18,0    
  моноклиналь                                                                                  
 Верхнекамская     2835        1368        1467            47,2            76,0        24,0    
    впадина                                                                                    
Пермский свод      3584        1831        1753            51,0            84,4        15,6    
Башкирский свод    2546        2012         534            79,0            89,2        10,8    
 Предуральский     3852     1102-2864    988-2750       28,6-74,5       99,6-54,0    0,4-46,0  
     прогиб                                                                                    

Таблица 1.2

Химический состав горных пород по стратиграфическим горизонтам Пермского Прикамья

               Стратиграфия                Химический состав горных пород, %        
                                            НО*   СаО  MgO   SO3  СаСОз MgCO3 CaSO4
                    1                        2     3     4    5     6     7     8  
Сакмаро-ассельский ярус                    1,20  52,40 14,93 0,81 80,85 15,97 1,03 
Мячковский + подольский горизонты          1,55  29,77 20,44 1,12 50,80 40,12 1,60 
Каширский горизонт                         2,76  43,13 6,26  0,58 70,27 24,39 0,95 
Верейский горизонт (терригенные отложения) 79,15 46,98 0,92  0,58 11,60 1,90  0,57 
Верейский горизонт (карбонатные отложения) 6,52  46,98 0,92  0,58 84,87 1,90  0,57 
Башкирский ярус                            8,35  49,03 0,75  0,64 87,15 2,15  1,05 
Намюрский ярус                             0,81  51,70 1,29  0,33 93,93 1,15  0,56 
Серпуховский + окский надгоризонты         0,54  32,60 19,00 0,90 55,28 39,71 0,85 
Тульский горизонт                          5,93  41,15 2,15  0,76 84,29 5,01  0,85 
Бобриковский горизонт                      89,52 0,66  0,33  0,19 0,79  3,18  0,32 
Турнейский ярус                            1,45  51,61 1,44  0,59 88,96 1,85  1,14 
Фаменский ярус                             0,69  53,79 0,94  0,54 94,57 4,00  1,02 
Франский ярус                              4,12  47,50 1,20  0,40 91,51 1,80  0,67 

Примечания.
     •  * НО — нераствормый осадок.
     •  Определение химического состава горных пород выполнено химико-аналитической лабораторией КФ ВНИКНИ.
     •  Массовые доли потерь при прокаливании и R2O3 составляют 0,4-5,0 и 0,28-3,7 % соответственно.

Гидрогеологическая характеристика разреза


     Фильтрационные свойства водоносных горизонтов Пермского края изучены недостаточно полно, что не позволяет дать их полную характеристику по структурным элементам и с глубиной. Общим для них является напорный режим. Пластовое давление в них изменяется от 1,6 до 5,9МПа. Фильтрационные свойства водоносных горизонтов весьма неоднородны. Коэффициент гидропроводности пород и дебиты скважин варьируют в пределах 0,02-2,54мкм²см/мПа-с и 0,9-1244м³/сут соответственно, а проницаемость изменяется от 0,0001-1,58 и реже до 4,0 мкм² (Андреевское месторождение). Трещиноватые и ка-вер-нозные поглощающие пласты имеют более высокие фильтрационные свойства. Ниже состав пластовых вод приведен по Пермскому и Башкирскому сводам. Для его определения использованы результаты анализов пластовых вод, выполненные в КФ ВНИГНИ и ПермНИПИнефть. Методом математической статистики обработаны результаты химического анализа 210 проб пластовой воды по каждому горизонту, отобранных при опробовании 200скважин (таблица1.4). Ошибка в определении содержания ионов в пластовой воде не превышала 2,5-3,7 %.
     Установлено, что общая минерализация пластовых вод верхнедевонских, нижне-и среднекаменноугольных отложений Пермского и Башкирского сводов значительна и составляет 239-265 и 214-261 г/л соответственно. Пластовые воды Пермского свода имеют более высокий уровень минерализации. Основными компонентами пластовых вод являются анионы хлора — 134-164 г/л, сумма катионов натрия и калия — 54,3-76,8 г/л, затем по мере убывания идут катионы: кальций— 18,7-31,6 г/л, магний— 3,5-5,5 г/л, анионы: SO₄²⁻и НСО₃⁻ — 0,19-1 г/л и 0-0,25 г/л соответственно.
     В целом подтверждена закономерность повышения минерализации пластовых вод с глубиной.
     Наиболее агрессивными по отношению к буровым растворам являются катионы кальция и магния, концентрация которых весьма значительна. Следовательно, при совершенствовании и создании буровых растворов и методов их химической обработки должны быть учтены два фактора: большое содержание в пластовой воде двухвалентных катионов и повышенная гидропроводность ряда водоносных горизонтов.

14

Таблица 1.3

Сопоставление химического состава горных пород по структурным элементам

             Наименование      Химический состав горных пород, %              
Стратиграфия структурного  НО*    СаО   MgO  SO3  СаСО3 MgCO3 CaSO4 R2O3 ППП 
               элемента                                                      
             Предуральский 18,80 31,41 9,83  2,35 53,11 20,60 1,01  1,24 3,21
                прогиб                                                       
 Каширский    Башкирский   17,18 34,21 9,68  0,61 60,31 16,20 1,00  2,50 2,15
  горизонт       свод                                                        
                Камская    16,21 32,53 10,60 0,16 55,54 22,13 1,99  2,89 0,90
              моноклиналь                                                    
   Окско-    Предуральский 1,67  37,79 14,11 1,17 65,30 30,00 2,00  0,78 --- 
серпуховский    прогиб                                                       
надгоризонт     Камская    9,71  34,20 13,92 0,31 60,62 28,50 2,58  0,74 0,41
              моноклиналь                                                    

Примечания.
     •  НО* — нерастворимый осадок.
     •  ППП — потери при прокаливании.
     •  Определение химического состава горных пород выполнено химико-аналитической лабораторией КФ ВНИКНИ.