Реферат: М. В. Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин

Овчинников В.П. Двойников М.В.


ГАЗОНАПОЛНЕННЫЕ ТАМПОНАЖНЫЕ СИСТЕМЫ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН





Тюмень - 2007


ПРЕДИСЛОВИЕ

Объемы добычи углеводородного сырья на месторождениях Среднего Приобъя, Севера Тюменской области и Восточной Сибири в большей своей части еще связаны с разработкой площадей открытых в 70-80 годах. Длительные сроки освоения способствовали усложнению условий строительства скважин на этих месторождениях, в особенности в вопросах обеспечения надежности разобщения вскрываемых продуктивных пластов. Возросло число поглощений цементного раствора при креплении скважин, не редки случаи пластовых проявлений при их эксплуатации. Проблемы связаны со вскрытием сложных по геологическим условиям сложенных высокопроницаемыми, с низкими пластовыми давлениями коллекторов нефти и газа, наличием многолетнемерзлых пород, пластов с низким давлением гидроразрыва. Имеется необходимость обеспечения подъема тампонажного раствора в заколонном пространстве до устья в одну ступень. Литолого – стратиграфические характеристики разреза месторождений, давления и температура по разрезу скважины, а также механические свойства горных пород не позволяют осуществлять одноступенчатое цементирование с раствором одинаковой плотности.

В книге изложены материалы о креплении скважин в различных горногеологических условиях газонаполненными тампонажными системами, подробно описаны проведенные эксперементы с газожидкостными тампонажными композициями, результаты эксперементов изложены в виде таблиц и графиков. Так же изложены результаты применения газожидкостных тампонажных систем в реальных условиях на месторождениях Севера Тюменской области и Республики Саха.


ВВЕДЕНИЕ

При сложившиеся на сегодня практике цементирования обсадных колонн методом встречных заливок (или комбинированным способом цементирования) и применяемых рецептурах облегченных тампонажных композиций отмечаются: недоподъем тампонажного раствора до устья, отсутствие цементного камня в зоне схождения первой и второй ступеней, значительный процент «отсутствия» и «плохого» сцепления цементного камня с колонной, наличие заколонных давлений и межколонных перетоков.

Указанные явления обусловленны:

гидроразрывом пластов при встречном цементировании;

использованием в качестве облегчающих добавок водо – и воздухововлекающих материалов (глинопорошок, вермикулит), полимерных и других добавок. Снижение плотности тампонажного раствора в этом случае обычно достигается за счет повышенного водосодержания, вследствии адсорбции молекул воды на поверхности твердой фазы. Последнее является причиной низкой прочности формирующегося цементного камня, его высокой проницаемости, усадочных деформаций.

Использование в настоящее время минеральных облегчающих добавок снижает плотность цементного раствора с 1860 до 1400 кг/м3. Однако в настоящее время имеется необходимость применения тампонажных растворов плотностью ниже 1400 кг/м3, что невозможно при их применении с сохранением свойств раствора (камня), удовлетворяющих требованиям технических условий на облегченные растворы.

Применяемая ранее технология аэрирования тампонажных растворов воздухом имеет ряд недостатков таких, как:

- содержание в воздухе кислорода до 21 %, что может повлечь за собой при неравномерном закачивании реагента нерастворенную газовую подушку, вызывая внутреннее горение, возможность взрывоопасной ситуации;

- при взаимодействии с углеводородами происходит дополнительное повышение температуры в зоне продуктивного интервала, влияющее на процесс формирования цементного камня.

Снижение плотности цементного раствора возможно за счет азотонасыщения тампонажных композиций.

Применение инертных газообразных веществ и их смесей с тампонажными растворами позволяет создавать новые технологии, совершенствовать и интенсифицировать известные методы.

Высокая эффективность новых и усовершенствованных технологий с использованием азота обусловлена его физико - химическими свойствами и влиянием на гидродинамические условия процессов:

- газообразный азот взрывобезопасен;

- газообразный азот слабо растворим в нефти и воде. Растворимость азота в нефти и воде с изменением температуры изменяется незначительно;

- взаимодействие азота с углеводородами продуктивного интервала, в дальнейшем способствует уменьшению сроков освоения скважины, т.к. уменьшается вязкость и динамическое напряжение сдвига нефти;

- азот в тампонажном растворе сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами;

- фильтрация азотонаполненных тампонажных систем (АТС) через пористую среду проходит при более высоких давлениях;

- химически малоактивен, нетоксичный.

Данная книга в больше степени предназначена для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» и спецалистов тампонажных подразделений для теоретического изучения и применения изложенных в ней выражений и зависимостей в практической деятельности. В предлогаемой вашему вниманию работе сделана попытка рассмотреть вопросы связанные с возможностью широкого применения азотонаполненных тампонажных систем для крепления скважин в сложных геологических условиях в доступной и наиболее приемлимой форме.


^ ГЛАВА I

ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ВЛИЯЮЩИЕ НА СОСТОЯНИЕ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

На нефтяных, газовых промыслах Среднего Приобья, Севера Тюменской области и Восточной Сибири с каждым годом возрастают объемы бурения, постоянно увеличиваются глубины скважин, а также количество вводимых в разработку месторождений со сложными геологическими условиями.

В большинстве случаев осложнения связаны с наличием в разрезе скважин пластов с аномальными давлениями. Цементирование таких скважин – очень ответственная операция в цикле их строительства. Необходимым условием высококачественного их крепления и разобщения, особенно в условиях аномальных пластовых давлений, является правильно подобранный состав тампонажного раствора в сочетании с технико–технологическим оборудованием. Пласты с низкими давлениями, склонные к поглощению цементного раствора, часто являются причинами недоподъема тампонажной композиции до расчетной высоты. В указанных условиях применение известных типов тампонажных растворов, минеральных облегчающих добавок и технологии цементирования часто приводит к заколонным газопроявлениям и межпластовым перетокам. Частичное поглощение тампонажного раствора продуктивными пластами приводит к созданию экранов с соответствующими последствиями при вызове притока. Тампонажные растворы наиболее интенсивно поглощаются при цементировании трещиноватых и кавернозных пород, а также пористых продуктивных пластов [1].

Сравнительный анализ геологических и технико–технологических условий влияющих на состояние крепи скважин на данных месторождениях позволяет осуществить разработку и усовершенствование тампонажных композиций и технических средств во избежание поглощений при цементировании в одну ступень.

1.1 Анализ геологических условий цементирования скважин на месторождениях Среднего Приобъя

1.1.1 Геологические условия цементирования скважин Ваньёганского и Варьёганского месторождений

В административном отношении данные месторождения находятся в Нижневартовском районе Тюменской области Ханты - Мансийского автономного округа. Поисково - разведочное бурение на Варьеганском месторождении, одном из старейших в Западной Сибири началось еще в 1970 годы и Ваньеганском в 1980 г. Месторождения, имели разницу во времени начала разработки около 10 лет, при этом обе эти площади по своим геологическим условиям остаются не достаточно изученными и большая часть эксплуатационного бурения осуществляется на верхнемеловые отложения мегионской и вартовской свиты (продуктивные пласты БВ6, БВ8), а также продуктивные горизонты Васьюганской свиты юрских отложений (ЮВ1, ЮВ2). Тип коллектора является смешанным. Вартовская свита сложена чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники преимущественно мелкозернистые, сцементированные. Аргиллиты плотные, с включениями алевролитового материала. Плотность пластового флюида в среднем составляет 850 кг/м3. Основные проблемы при бурении и заканчивании скважин возникают в интервалах 1060 -1825 м (Покурская свита), входящих в меловую систему. Покурская свита сложена песчаниками, алевролитами, аргиллитами и глинами. Плотность горной породы составляет 2300 - 2600 кг/м3 с пористостью до 33 %. В таблице 1.1, 1.2 представлена стратиграфическая характеристика и давления по разрезу скважины 3618 Ваньеганского месторождения.

Величина пластового давления на данном интервале Покурской свиты составляет 1,0 МПа/м . 10-2, а величина градиента гидроразрыва 1,72 МПа/м . 10-2. Геотермический градиент равен 3,15 0С на 100 м. Коэффициент аномальности по меловым отложениям составляет 1,02.

Большая часть осложнений возникает при первичном вскрытии и разобщении пластов. Тип коллекторов юрских отложений Васьюганской свиты (ЮВ1-1) 2702 - 2758 м представлен переслаиванием плотного песчаника, аргиллитов с каолиновыми глинами, аргиллитов с песчаниками и глинистых известняков. Плотность горной породы составляет 2600 - 2700 кг/м3 с пористостью до 16 % и проницаемостью от 15 до 20 мД. Величина градиента пластового давления на данном интервале составляет 1,10 МПа/м∙10-2, а величина градиента гидроразрыва 1,58 МПа/м∙ ∙10-2. Геотермический градиент равен 3,20 0С/100 м. Коэффициент аномальности составляет 1,10. Продуктивные горизонты юрских отложений ряда разведочных скважин Ваньеганского и Варьеганского месторождений сложены горными породами:

- аргиллитами черными до темно коричневого цвета, битуминозными, плотными, однородными со слабо плитчатыми отдельностями, включающими слабо известковые с редкими частями углефицированной органики и зернами глауконита;

- часто встречающимися прослойками мягких каолиновых глин;

- в верхней части слоя (0,4 м) порода имеет брекчеевидный характер с включениями обломков глинистых полевошпат - кварцевых песчаников, сцементированных глинистой массой, прожилками белого кальцита и зернами глауконита. По всему слою отмечается вкрапленность с гнездами от 0,5 до 5,0 см марказита октаэдрического габитуса.


Таблица 1.1 - Стратиграфическая характеристика разреза скважины 3618 Ваньеганского месторождения.


Интервал, м

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град.

Коэффициент кавернозности в интервале

от (верх)

до (низ)

название

индекс

угол

азимут

0

40

Четвертичные отложения

QQQ

0

0

1,30

40

100

Туртасская свита

PРР

0

0

1,25

100

200

Новомихайловская свита

PРР

0

0

1,25

200

250

Атлымская свита

PРР

0

0

1,25

250

430

Тавдинская свита

PPP

0

0

1,25

430

650

Люлинворская свита

PPP

0

0

1,25

650

760

Талицкая свита

PPP

0

0

1,25

760

900

Ганькинская свита

K2D+MT

0

0

1,20

900

1030

Березовская свита

K2CP+ST+CN

0

0

1,20

1030

1060

Кузнецовская свита

K2T

0

0

1,20

1060

1825

Покурская свита

K2CM

0

0

1,20

1825

1925

Алымская свита

K1AL

0

0

1,20

1925

2510

Вартовская свита

K1AP

0

0

1,20

2510

2830

Мегионская свита

K1B + H + V

0

0

1,20

2830

2865

Баженовская свита

J3V

0

0

1,30

2865

2870

Георгиевская свита

J3KM

0

0

1,30

2870

2940

Васюганская свита

J30X + CL

0

0

1,15

2940

3440

Тюменская свита

JJJ

0

0

1,15

3440

3450

Кора выветривания

P22

0

0

1,30

3450

3600

Отложения PZ2 + PZ1

PPPZ

0

0

1,10



Таблица 1.2 - Давление и температура по разрезу скважины 3618 Ваньеганского месторождения


Индекс

стратиграфического

подразделения

Интервал, м

Градиент

от (верх)

до (низ)

пластового давления

гидроразрыва пород

горного давления

геотермический

вели-чина МПа/м ∙10-2

источ-ник получе-ния

вели-чина

МПа/м ∙10-2

источ-ник получе-ния

вели-чина

МПа/м ∙10-2

источ-ник получе-ния

величина 0С/100 м

источник получе-ния

QQQ

0

40

1,0

ГИС*

1,98

ГИС

2,2

ГИС

3,0

ГИС

PPP+РРР+РРР+РРР

40

430

1,0

ГИС

1,98

ГИС

2,2

ГИС

2,50

ГИС

РРР+РРР

430

760

1,0

ГИС

1,98

ГИС

2,2

ГИС

2,50

ГИС

K2D+MT+K2CP+ST+CN+K2T

760

1060

1,0

ГИС

1,98

ГИС

2,2

ГИС

3,11

ГИС

K2CM+K1AL

1060

1925

1,0

ГИС

1,72

ГИС

2,2

ГИС

3,15

ГИС

K1AP

1925

2510

1,02

ГИС

1,58

ГИС

2,2

ГИС

3,19

ГИС

K1B+H+V

2510

2830

1,04

ГИС

1,58

ГИС

2,2

ГИС

3,19

ГИС

J3V+J3KM+J3OX+CL

2830

2940

1,10

ГИС

1,58

ГИС

2,2

ГИС

3,20

ГИС

JJJ

2940

3440

1,10

ГИС

1,58

ГИС

2,2

ГИС

3,20

ГИС

P22+PPPZ

3440

3600

1,10

Прогно-зируем

1,58

Прогно-зируем

2,2

Прогно-зируем

3,20

Прогно-зируем

*Источник получения градиентов давлений – геофизические исследования скважин (ГИС)



По данным описания керна можно сказать, что горные породы продуктивного горизонта являются смешанными, но в большей части трещеноватым коллектором. Вскрытие и цементирование таких коллекторов, с учетом физико–механических свойств по разрезу является одной из сложных задач в настоящее время.

1.1.2 Геологические условий цементирования скважин на Лянторском месторождении

Лянторское месторождение в геоморфологическом отношении представляет собой однообразную озерно–аллювиальную равнину. В тектоническом отношении представляет систему локальных поднятий, приуроченых к северной части Минчимкинского куполовидного поднятия–положительной структуры 2–го порядка, осложняющей центральную часть Сургутского свода. По геологическому строению месторождение является сложнопостроенным. Продуктивные пласты характеризуются невыдержанным как по площади, так и по разрезу строением, наличием зон замещения коллекторов непроницаемыми породами. Промышленные запасы нефти приурочены к продуктивным пластам АС9, АС10, АС11. Запасы свободного газа – к газовым шапкам пластов АС8. В процессе разведочного бурения была установлена также нефтеносность пород (нефтепромышленные притоки нефти, притоки пластовой воды с нефтью) пласта ЮС1 (Васьюганская свита), пласта ЮС0 (Баженовская свита). Кроме того по ряду эксплуатационных скважин Мильтонского поднятия коллекторы пласта АС4 по данным ГИС характеризуются как нефтенасыщенные. Залежи по описанным пластам отнесены к непромышленным. Пласт Ю2 представлен песчаником светло-серым, с зеленоватым оттенком, мелкозернистым, глинистым, слабоизвестковистым с многочисленными органическими включениями, с прослоями аргиллита и алевролита.

Таблица 1.3 - Стратиграфическая характеристика разреза скважин Лянторского месторождения


Интервал, м

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град.

Коэффициент кавернозности в интервале

от (верх)

до (низ)

название

индекс

угол

азимут

0

75

Четвертичные отложения

Q

0

0

1,30

75

120

Журавская свита

P2/3

0

0

1,30

120

200

Новомихайловская свита

P2/3

0

0

1,30

200

290

Атлымская свита

P1/3

0

0

1,30

290

440

Тавдинская свита

P1/3 – P3/2

0

0

1,30

440

650

Люлинворская свита

P2/2

0

0

1,17

650

740

Талицкая свита

P1

0

0

1,17

740

800

Ганькинская свита

K2

0

0

1,17

800

970

Березовская свита

K2

0

0

1,17

970

1010

Кузнецовская свита

K2

0

0

1,17

1010

1820

Покурская свита

K1 + K2

до 10

до 300

1,12

1820

1950

Алымская свита

K1

0

0

1,12

1950

2170

Вартовская свита

K1

0

0

1,12



Таблица 1.4 - Давление и температура по разрезу скважин Лянторского месторождения


Индекс

стратиграфичес-кого

подразделения

Интервал, м

Градиент

от (верх)

до (низ)

пластового давления

гидроразрыва пород

горного давления

геотермический

вели-чина МПа/м

∙10-2

источ-ник получе-ния

вели-чина

МПа/м

∙10-2

источ-ник получе-ния

вели-чина

МПа/м ∙10-2


источ-ник получе-ния

величина 0С/100 м

источник получе-ния

Q - P2/3

0

440

1,0

ГИС

2,0

ГИС

2,2

ГИС

3,0

РФЗ

P3/2 - K2

440

1010

1,01

ГИС

2,0

ГИС

2,2

ГИС

3,0

РФЗ

K2 + K1

1010

1950

1,01

ГИС

1,7

ГИС

2,2

ГИС

3,0

РФЗ

K1

1950

2170

1,02

ГИС

1,6

ГИС

2,2

ГИС

3,0

РФЗ



В таблице 1.3, 1.4. представлены стратиграфическая характеристика и давления по разрезу скважин Лянторского месторождения. Общая мощность пласта Ю2 изменяется от 4,2 до 30 м. Средний дебит нефти составляет 2,7 т/сут. При обводненности 28,9 %. ВНК принят на абсолютной отметке 2685 м. Газовый фактор равен 54,4 м3/м3, градиент пластового давления 1,2 МПа/м∙10-2, давление гидроразрыва 1,6 МПа/м∙10-2. Пористость составляет 16 % с высокой проницаемость до 10 мД.

Общая мощность пласта Ю2 изменяется от 4,2 до 30 м. Средний дебит нефти составляет 2,7 т/сут. При обводненности 28,9 %. ВНК принят на абсолютной отметке 2685 м. Газовый фактор равен 54,4 м3/м3, градиент пластового давления 1,2 МПа/м∙10-2, давление гидроразрыва 1,6 МПа/м∙10-2. Пористость составляет 16 % с высокой проницаемость до 10 мД.

Покурская свита представлена чередованием песков средне и мелко зернистых, серых песчаников, глин и алевролитов с прослоями известняков. Расположена в интервале 1010 – 1820 м. Тип коллектора поровый. Плотность породы 1010 кг/м3. Градиент пластового давления 1,0 МПа/м∙10-2, давление гидроразрыва 1,7 МПа/м∙10-2. Пористость составляет 18 - 20 % с проницаемостью до 12 мД. Покурская свита является одним из сложных поглощающих тампонажный раствор интервалов при проведении цементирования в одну ступень скважин на Лянторском месторождении.


1.2 Анализ геологических условий цементирования скважин на месторождениях Севера Тюменской области

1.2.1 Геологические условия цементирования скважин Уренгойской группы месторождений

Район Уренгойской группы месторождений находится в северной части Западно – Сибирской низменности. Административно часть Уренгойских месторождений располагаются в Пуровском районе Ямало – Ненецкого округа Тюменской области. Одним из крупных месторождений является –Уренгойское, разработка которого началась еще в конце 1970 годов. Территория Уренгойского месторождения характеризуется неустойчивостью термодинамического равновесия геологической среды, обусловленной существованием многолетнемерзлых пород.

Меловая система представлена всеми ярусами нижнего и верхнего отделов. Объединяются в три надгоризонта: Зареченский (берриас, валанжин, готерив, баррем, нижняя часть апта), Покурский (верхняя часть апта, альб, сеноман) и Дербышинский (турон, коньяк, сантон, маастрихт). В основании меловых отложений залегает Сортымская свита (Мегионская), которая включает в себя в нижней части Ачимовскую толщу, выше мощную (до 800 м) преимущественно глинистую толщу, ранее называемую Ачимовской и Песчано – алевролитно – глинистую (ранее Южно – Балыкская).

Покурская свита (К2рк) расположена в интервале 1288 – 2136 м и сложена в основном переслаиванием крупных песчано-алевритовых и глинистых пластов. Песчаники серые и светло-серые, мелко и среднезернистые. Алевролиты серые, темно-серые, часто с зеленоватым оттенком. Большей частью глинистые и песчаные. Тип коллектора – поровый. Пористость на некоторых участках свиты достигает 18 – 30 %. Плотность горной породы составляет 2400 – 2550 кг/м3. На данном интервале Покурской свиты нефтеносность не установлена, при этом установлены газовые пропластки мощностью до 150 – 200 м., что в свою очередь отрицательно влияет на процесс бурения. На данных интервалах возможны осыпи, обвалы, сужения, поглощения и газопроявления, при этом градиент пластового давления составляет 0,6 МПа/м∙10-2 (гидроразрыва 1,43 МПа/м∙10-2), что заставляет производить процесс углубления скважины на гидростатическом давлении.

В таблицах 1.5, 1.6 представлены литолого–стратиграфическая характеристика и давления по разрезу скважин месторождений Уренгойской группы.

Высокая песчанистость разреза, наличие проницаемых коллекторов являются причиной повышенной фильтрации промывочной жидкости в стенки скважины. Из-за переувлажнения глин и аргиллитов отмечается интенсивное кавернообразование.

Сложность составляет и подбор параметров тампонажных растворов при креплении скважин, с учетом фильтационно–емкостных, физико–механических свойств горных пород.

Сложные геологические условия остаются первоочередной причиной частых аварий, осложнений, при бурении и креплении скважин, также, как и на месторождениях Среднего Приобья основные проблемы возникают при цементировании данного интервала в одну ступень.


Таблица 1.5 - Литолого – стратиграфическая характеристика разреза Уренгойской группы месторождений


Стратиграфическое подразделение

Глубина

залегания, м

Элементы залегание (падения) пластов по подошве, град.

Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

название

инде-кс

от

(кровля)

до

(подошва)

мощность (толщина)

угол

азимут

1

2

3

4

5

6

7

8

Ново – Уренгойский участок

Четвертичные

Q

0

53

53

0,30

-

Торф, супеси, глины, пески

Некрасовская

Pnk

53

111

58

0,30

-

Пески

Чеганская

P3сg

111

180

69

0,30

-

Пески, глины алевритовые

Люлинворская

-верхняя

-средняя

-нижняя

P2ll


180

245

330


245

330

405


65

85

75


0,30

0,30

0,30


-

-

-
^ Глины алевритистые, диатомовые
Тибейсалинская

-верхняя

-нижняя

P1tbs


405

532


532

675


127

143


0,30

0,30


-

-

Пески и песчаники, тонкозернистые с прослоями глин в нижней части глинистые отложения

Ганькинская

K2gn

675

943

286

До 1

-

Глины серые, алевритистые

Березовская

-верхняя

-нижняя

K2br


943

1134


1134

1260


191

126


0,40

до 1


-

-

Глины слабоалевритистые, в нижней час-ти опоковидные

Кузнецовская

K2kz

1260

1288

28

До 1

-

Глины , аргиллитоподобные

Покурская

K2pk

1288

2136

848

0,15-0,03

-

Песчаники, алевролиты

Тангаловская

K1tn

2136

2876

740

0,20-1,30

-

Переслаивиние песчаников, глин

Продолжение таблицы 1.5


1

2

3

4

5

6

7

Сортымская

в т.ч. Ачимовская толща

K1sr

2876


3580

3700


3680

824


100

До 2

-

Переслаивание песчано-алевритовых и глинистых пород

Восточно – Уренгойский участок

Четвертичные

Q

0

45

45

0,30

-

Торф, супеси, глины, пески

Некрасовская

Pnk

45

84

39

0,30

-

Пески

Чеганская

P3сg

84

160

76

0,30

-

Пески, глины алевритовые

Люлинворская

-верхняя

-средняя

-нижняя

P2ll


160

220

295


220

295

344


60

75

49


0,30

0,30

0,30


-

-

-
^ Глины алевритистые, диатомовые
Тибейсалинская

-верхняя

-нижняя

P1tbs


344

520


520

611


176

91


0,30

0,30


-

-

Пески и песчаники, тонкозернистые с прослоями глин в нижней части глинистые отложения

Ганькинская

K2gn

611

912

301

До 1

-

Глины серые, алевритистые

Березовская

-верхняя

-нижняя

K2br


912

1126


1126

1209


214

83


0,40

до 1


-

-

Глины слабоалевритистые, в нижней части опоковидные

Кузнецовская

K2kz

1209

1256

47

До 1

-

Глины , аргиллитоподобные

Покурская

K2pk

1256

2220

964

0,15-0,03

-

Песчаники, алевролиты

Тангаловская

K1tn

2220

2872

652

0,20-1,30

-

Переслаивиние песчаников, глин

Сортымская

в т.ч. Ачимовская толща

K1sr

2820


3580

3700


3690

880


110

До 2

-

Переслаивание песчано-алевритовых и глинистых пород

Таблица 1.6 - Градиенты давлений и температура по разрезу Уренгойской группы месторождений


Индекс стратиграфи-ческого подраз-деления

Градиент

Температура

пластового

давления, МПа/м∙10-2

порового давления,

МПа/м∙10-2

горного давления,

МПа/м∙10-2

гидроразрыва пород,

МПа/м∙10-2

геотермический,

0С/100 м

в конце интервала, 0С

1

2

3

4

5

6

7

Ново – Уренгойский участок

Q

Усл. 1,0

Н/опр

2,0

2,0

-

-3 -4

Pnk

1,0

Н/опр

2,0

2,0

-

-4 –5

P3сg

1,0

Н/опр

1,9

2,0

-

-4 –5

P2ll

1,0

Н/опр

1,9

1,74

-

0 –0,5

P1tbs

1,0

Н/опр

2,1

1,74

1,7

9

K2gn

1,0

Н/опр

2,1

1,74

1,7

9-19

K2br

1,0

Н/опр

2,0

1,74

2,2

19-29

K2kz

1,0

Н/опр

2,0

1,74

2,4

29-32

K2pk

0,6

Н/опр

2,1

1,43

2,6

34

K1tn

1,0

Н/опр

2,2

1,67

2,9

56-83

K1tn

1,0

Н/опр

2,3

1,67-1,79

2,9

83-88

БУ16-18

1,2

Н/опр

2,3

1,79

2,9

88-100

K1sr

1,2-1,61

Н/опр

2,3

1,79-1,96

2,9

100-109

В т.ч. Ач3-4

1,61

Н/опр

2,3

1,96

2,9

104-108

Восточно – Уренгойский участок

Q

Усл. 1,0

Н/опр

2,0

2,0

-

-3 -4

Pnk

1,0

Н/опр

2,0

2,0

-

-

-4 –5

P3сg

1,0

Н/опр

1,9

2,0

-

-4 –5

Продолжение таблицы 1.6


1

2

3

4

5

6

7




P2ll

1,0

Н/опр

1,9

1,74

-

-

–0,5

P1tbs

1,0

Н/опр

2,1

1,74

1,7

-

9

K2gn

1,0

Н/опр

2,1

1,74

1,7

-

9-19

K2br

1,0

Н/опр

2,0

1,74

2,2

1,7

19-29

K2kz

1,0

Н/опр

2,0

1,74

2,4

1,7

29-32

K2kz

0,6

Н/опр

2,1

1,43

2,6

2,2

34

K2pk

1,0

Н/опр

2,1

1,67

2,9

2,4

34-56

K1tn

1,0

Н/опр

2,2

1,67

2,9

2,6

56-80

K1tn

1,0

Н/опр

2,3

1,67-1,79

2,9

2,9

80-88

БУ16-18

1,2

Н/опр

2,3

1,79-1,99

2,9

2,9

88-100

K1sr

1,2-1,73

Н/опр

2,3

1,99

3,0

2,9

100-111

Ач3-4

1,73

Н/опр

2,3

1,99

3,0

2,9

107

Ач5

1,73

Н/опр

2,3

1,99

3,0

3,0

107-111



1.3 Анализ геологических условий цементирования скважин на месторождениях Восточной Сибири (Республика Саха)

1.3.1 Геологические условия цементирования скважин на Талаканском месторождении

При бурении под кондуктор в основном встречаются горные породы представленные трещиноватыми доломитами с прослоями доломитов глинистых. На глубине установки башмака кондуктора залегают доломиты или известняки, а выше, в интервале 320 – 395 м, доломиты известняковые, так же в разрезе имеют место карсты. Имеют место мерзлые породы (МП). В интервале 60 – 300 м встречаются трещины с раскрытием 5 – 12 мм, карстовые пустоты и каверны. Температура изменяется от минус 2 – 4 0С в интервале залегания МП до плюс 2 – 4 0С при глубине 450 м. Пластовое давление изменяется от атмосферного на глубинах до 70 – 90 м, до – ниже гидростатического, в интервале 300 – 450 м предположительно встречается пласт с минерализованной водой и неопределенным пластовым давлением.

Продуктивные пласты Осинского горизонта, расположенного в интервале 1080 – 1200 м представлены кавернозными и трещиноватыми доломитами и известняками, имеет в составе общей толщины суперколлектор толщиной до 15 м.

В пределах Центрального блока Талаканского месторождения он имеет пластовое давление ниже гидростатического, выдержанную толщину 50,4 - 62,6м, эффективная толщина горизонта изменяется от 1 до 44,9 м. Породы осинского горизонта характеризуются сложным литологическим составом и представлены как мономинеральными доломитами, известняками и ангидритами, так и их переходными разностями, на 91 % представлены двумя породообразующими минералами: доломитом и кальцитом.

Пустотное пространство отложений продуктивной части осинского горизонта характеризуется сложным строением и представлено порами, кавернами, микро трещинами и стилолитами. Максимальный размер каверн достигает 4 – 5 мм.

Трещиноватость пород продуктивной части осинского горизонта свя­зана в основном с микротрещинами и стилолитами. Макротрещиноватость в керне вертикально пробуренных скважин практически не отмечается, однако при бурении горизонтальных скважин часто происходят катастрофические поглощения бурового раствора, что говорит о наличии зон макро- и возможно мезотрещиноватости. Появление таких зон вполне согласуется с проявлениями в более ранние периоды тектонической активности и образованием дизъюнктивных зон. По пространственному распространению микротрещиноватости пород наиболее широкое распространение имеют горизонтальные микротрещины, доля которых, среди прочих, составляет 52 %.

В таблице 1.7, 1.8 представлены литолого-сратиграфическиая характеристика и давления по разрезу скважин Талаканского месторождения. Трещиноватость разреза, а так же наличие высокопроницаемых пластов, слагающих практически весь интервал бурения, как под кандуктор, так и под эксплуатационную колонну составляет сложность в подборе буровых и тампонажных растворов при строительстве скаважин.

Поглощения бурового и тампонажного раствора в поцессе строительства скважин на Талаканском месторождении по своему характеру идентичны осложнениям возникающим при разработке площадей Среднего Приобъя и Севера Тюменской области.

^ Таблица 1.7 - Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент каверзности пластов Талаканского месторождения



Глубина залегания, м
Стратиграфическое подразделение
Элементы залегания (падения) пластов по подошве

Коэффициент каверзности интервала

(средневзвешенная величина)

от

(кровля)

до

(подошва)

название

индекс

угол (град.)

0

10

Четвертичные отложения

Q

-

1,4

10

70

Укугутская свита

J1uk

-

1,4

70

320

Бордонская свита

G2bz

-

1,4

320

370

Метегерская свита

G2mt

-

1,4

370

410

Ичерская свита

G2-1ic

-

1,4

410

520

Чарская свита

G1cz

-

1,5

520

610

Олекминская свита

G1ol

-

1,5

610

860

Толбачанская свита

G1tlb2-1

<1

1,3

860

955

Эльгянская свита

G1el

-“-

1,3

955

1010

Нелбинская свита

G1nl

-“-

1,3

1010

1300

Юрегинская свита

G1jur

-“-

1,3

1300

1380

Билирская свита

G1bl2-1

-“-

1,2

1380

1405

Юряхская свита

VGjrch2-1

-“-

1,2

1405

1435

Кудулахская свита

Vkd

-“-

1,2

1435

1460

Успунская свита

Vusp

-“-

1,2

1460

1490

Бюкская свита

Vbk2-1

-“-

1,2

1490

1550

Паршинская свита

Vpr2-1

-“-

1,2

1550

1595

Талахская свита

Vtlh

-“-

1,2

1595

1660

Хоронохская свита

Vhrn

-“-

1,2

1660

1690

Талаканская свита

R3-Vtlk2-1

-“-

1,2

1690

1700

Кристаллический фундамент

PR

-“-

1,1


Таблица 1.8 - Давление и температура по разрезу скважины


Индекс

стратигра-

фического

подразде-ления

Интервал, м

Градиент

от

(верх)

до

(низ)

пластового давления

гидроразрыва пород

горного давления

температура в конце интервала

величина кгс/см2 на м

источ-ник получения

величина кгс/см2 на м

источ-ник получения

величина кгс/см2 на м

источ-ник получения

С

глубина замера

Q

0

10

0,100

РФЗ

0,18

расчет

0,24

расчет

от 0 до 1,5 -

Q-J1uk

10

70

0,100

-”-

0,19

-”-

0,24




-”-

10

Juk-G2bz

70

320

0,100

-”-

0,18

-”-

0,24

-”-

-0,2 - +1

70

G2mt

320

370

0,100

-”-

0,18

-”-

0,24

-”-