В статье приводятся результаты анализа фактического материала по пробуренным скважинам в Сурхандарьинской мегасинклиналиРеспублики Узбекистан, а также сведения о видах осложнений, встречающихся в процессе вскрытия геологического разреза.
На основании проведенного анализа разработан состав ингибирующего соленасыщенного утяжеленного глинистого бурового раствора, обеспечивающего предупреждения осложнений, встречающихся в процессе бурения скважин.
Ключевые слова: геологический разрез, обвал глинистых пород, поглощение бурового раствора, водопроявление, аномально высокое пластовое давление, утяжеленный ингибирующий соленасыщенный глинистый буровой раствор, барит
Для Республики Узбекистан (РУз), обладающей значительными ресурсами углеводородного сырья, в настоящее время стоит задача — полностью удовлетворить промышленность и население энергоносителями. Успешное решение этой проблемы во многом зависит от открытия новых месторождений нефти и газа, что в свою очередь, связано с оперативным решением многих технических вопросов. По прогнозным данным одной из перспективных нефтегазоносных областей РУз является Сурхандарьинская мегасинклиналь.
Буровые работы в Сурхандарьинской мегасинклинали проводятся в основном в осложненных геологических разрезах, склонных к обвалообразованию горных пород, рапопроявлениям и поглощениям буровых растворов, предупреждение которых является важнейшим мероприятием из всего комплекса работ, связанных с проводкой скважин [1].
В настоящее время отмечается тенденция увеличения глубин бурения скважин на нефть и газ. В Сурхандарьинском мегасинклинали бурение скважин на таких глубинах сопряжено с трудностями, связанными с усложнением горно-геологических условий и наличием толщ с аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД). В Сурхандарьинской мегасинклинали, основные запасы нефти сосредоточены в карбонатных пластах палеогеновых отложениях, запасы газа − в терригенных коллекторах палеогена и сенона. Месторождения в основном многопластовые, залежи сводовые, в ряде случаев тектонические экранированные. Основная часть прогнозных запасов приурочены к глубинам свыше 3000 м [2].
В результате анализа промысловых материалов установлено, что проводка скважины в данном регионе сопровождается обвалами глинистых пород, водопроявлениями из пластов с АВПД и поглощениями промывочного раствора [3].
Для нормальной проходки обваливающихся глин требуется утяжеленный буровой раствор, для разбуривания зоны поглощения — облегченный. Проходка скважины в этих несовместимых интервалах становится возможной только после перекрытия их промежуточной колонной. Если изолировать верхний осложненный участок невозможно по причине несовершенства конструкции, то скважину ликвидируют.
Поглощения бурового раствора в Сурхандарьинской нефтегазаносной области носят умеренный характер. Чаще всего они встречаются в связи с возникновением несовместимого интервала бурения. Водопроявления возникают при бурении в палеогеновых и меловых отложениях. В таблице 1 приведены некоторые параметры водопроявляющих пластов, из которых следует, что скважина № 1 Орзу и скважина № 1 Учкызыл имеют высокие значения коэффициентов аномальности пластового давления и дебитов воды. Попытки задавить пласты и продолжить бурение оказались безрезультатными и обе скважины были ликвидированы.
В остальных четырех скважинах водопроявления носили умеренный характер, и при некотором утяжелении промывочных растворов они прекращались. Но при этом не прекращались обвалы стенок скважин, потому что во всех случаях применялись пресные утяжеленные глинистые буровые растворы. Для предупреждения отрицательного влияния пластовых вод и сохранения устойчивости стенки скважин, сложенных из глинистых пород, применяемый циркулирующий глинистый буровой раствор должен быть обработан с ингибирующими добавками [4].
Таблица 1
Некоторые сведения опараметрах водопроявляющих пластов по Сурхандарьинской мегасинклинали
|
Скважины |
Глубина залегания кровли водяного пласта, м |
Пластовое давление, МПа |
Коэффициент аномальности пластового давления |
Дебит воды, м3/сут |
Плотность бурового раствора, кг/м3 |
|
|
При вскрытии |
Требуемая для продолжения бурения |
|||||
|
№ 1 Учкызыл |
1630 |
37 |
2,20 |
750 |
1320 |
2280 |
|
№ 1 Орзу |
2130 |
44 |
2,06 |
500 |
1400 |
2180 |
|
№ 1В Хаудаг |
1200 |
15,2 |
1,28 |
140 |
1260 |
1400 |
|
№ 1 Кагнысай |
2600 |
33,2 |
1,27 |
250 |
1280 |
1400 |
|
№ 1 Пахтаабад |
4301 |
60,1 |
1,42 |
170 |
1340 |
1460 |
|
№ 1 Майдан |
1670 |
22 |
1,36 |
150 |
1360 |
1430 |
Учитывая эти обстоятельства, авторами проведены лабораторные исследования по разработке состава ингибирующего соленасыщенного глинистого утяжеленного бурового раствора, предназначенного для вскрытия высоконапорных водоносных пластов. Для этого сначала готовили глинистые буровые растворы на основе Шурсуйского глинопорошка и стабилизировали с модифицированным полимерным реагентом (МПР), после чего вводили поваренную соль и хлористый калий. Далее для получения требуемого значения плотности глинистый ингибирующий буровой раствор утяжелили вводом в его состав баритов. Полученные результаты проведенных лабораторных исследований приведены в таблице 2.
Таблица 2
Состав исвойства утяжеленного глинистого утяжеленного бурового раствора
|
№анализа |
Состав бурового раствора |
Показатели раствора |
Примечание |
|||||
|
ρ, кг/м3 |
Т500, с |
Ф, см3 /30 мин |
Тк, мм |
рН |
||||
|
1 |
1000мл вода +5г NaOH +5г Na2CO3+200г Шурсуйская глина+2,0 МПР |
1120 |
120 |
3,0 |
0,2 |
11,5 |
Керн (монтморилонитовая глина) дисперги-руется за 30 мин |
|
|
2 |
№ 1+30 % поваренная соль +5 %КCl |
2100 |
60 |
4,0 |
1,0 |
10,0 |
Керн (монтморилонитовая глина) не набухает, не разрушается |
|
|
3 |
№ 2+100 % барит (Киргизистан) |
1640 |
84 |
4,0 |
1,0 |
10,0 |
Керн (монтморилонитовая глина) не набухает, не разрушается |
|
|
4 |
№ 2+150 % барит (Киргизстан) |
2870 |
95 |
4,0 |
1,0 |
10,0 |
Керн не набухает, не разрушается |
|
|
5. |
№ 2+200 % барит (Киргизистан) |
2060 |
110 |
4,0 |
1,0 |
10,0 |
Керн не набухает, не разрушается |
|
|
6. |
№ 2+250 % барит (Киргизистан) |
2250 |
130 |
4,0 |
1,0 |
10,0 |
Керн не набухает, не разрушается |
|
|
7. |
№ 6 при нагревании до 950С |
2250 |
50 |
8,0 |
2,0 |
10,0 |
– |
|
|
8. |
№ 7 после охлаждения до 200С |
2260 |
95 |
4,0 |
1,0 |
10,0 |
– |
|
Из таблицы 2 видно, что утяжеленные ингибирующие глинистые буровые растворы на основе МПР обладают стабильными технологическими свойствами в имитирующихся скважинных условиях. Кроме этого, они имеют высокие ингибирующие действия по отношению к легконабухающимся и диспергирующимся глинистым породам. Об этом свидетельствуют результаты проведенных лабораторных исследований по определению поведения керна из монтморилонитовой глины, погруженных в предлагаемые ингибирующие глинистые буровые растворы (см. в примечание табл. 2).
На основании лабораторных исследований и полученных положительных результатов на параметрической скважине № 1 площади Учкызыл проведено промышленное испытание состава ингибирующего соленасыщенного утяжеленного глинистого бурового раствора.
Для предотвращения водопроявления было решено поднять значение плотности рабочего циркулирующего бурового раствора до 2300–2320 кг/м3 и придать ему ингибирующую способность с целью предотвращения осложнений, связанных с неустойчивостью стенки скважины, сложенной из глинистых пород. Для этой цели был подготовлен ингибирующий соленасыщенный глинистый буровой раствор с утяжелителем-баритом производства Киргизстана со следующими технологическими параметрами: плотность –2300–2320 кг/м3; условная вязкость — 60–70 с; водоотдача — 5,0–6,0 см3/30 мин; толщина глинистой корки — 1,0 мм; водородный показатель — рН=9,5–10,0. Для ликвидации поглощения бурового раствора в открытый ствол скважины был установлен цементный мост из чистого цементного раствора и были произведены каротажные работы с целью исследования водопроявляющего и поглощающего пласта. Руководством АК «Узгеобурнефтегаз» принято решение углубить ствол скважины глубины до 1320 м и производить обсаживание технической колонной. Вместо пикообразного долота было установлено в бурильном инструменте трехшарошечное долото диаметром 393,7 мм и произведена проработка ствола скважины. В процессе проработки ствола скважины наблюдалось повышение показателя условной вязкости и снижения плотности циркулирующего бурового раствора из-за смешения его агрессивной пластовой водой. Для поддержания вышеуказанных технологических параметров производилась постоянная обработка циркулирующего бурового раствора с химическими реагентами и материалами, а также с утяжелителем-баритом производства Киргизстана и окалиной производства ООО «Нефтегазминерал».
С применением предложенного состава ингибирующего соленасыщенного утяжеленного глинистого бурового раствора процесс углубления скважины осуществлялся без осложнений и аварий до намеченной глубины. Процесс спуска и цементирование технической обсадной колонны осуществлен без осложнений и затруднений.
Таким образом, показано, что для предупреждения отрицательного влияния пластовых вод и сохранения устойчивости стенки скважин, сложенных из глинистых пород применяемый циркулирующий глинистый буровой раствор должен содержать ингибирующие добавки, обеспечивающие предупреждения осложнений, встречающихся в процессе вскрытия высоконапорных водоносных пластов.
Литература:
- Аминов А. М., Махаматхожаев Д. Р. Отчет по теме № 2-НЦ/2000–2001 “Обеспечение устойчивости ствола скважины в геологически осложненных интервалах районов ведения буровых работ Сурхандарьинской мегасинклинали”.
- Рахимов А. К. Отчет по теме № 45-НЦ/2000–2001«Обеспечение устойчивости стенки ствола скважин при вскрытии бурением обваливающихся пород на объектах НХК «Узбекнефтегаз».
- Муртазаев А. М., Муминов Р. С., Мукольянц А. А., Мкртчян Г. Б., Ходжаев А. Ж., Ёдгоров С. Т. Проблемы и пути решения вскрытия продуктивного горизонта при аномалиях // Молодой ученый. 2016. № 5. Часть 1. с. 54–57.
- Махаматхожаев Д. Р. Буровой раствор для бурения ствола скважин в терригенных отложениях // Вестник ТашГТУ-Т. 2014, № 3. с. 192–198.
