Лабораторная работа: Геологічні основи розкриття продуктивних пластів

ВИЗНАЧЕННЯ ГУСТИНИ ПРОМИВНОЇ РІДИНИ ПРИ РОЗКРИТТІ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА НА РІВНОВАЗІ ТИСКІВ

4.1 Мета роботи

визначення і закріплення знань методики розрахунку густини промивної рідини для розкриття продуктивного пласта при рівновазі тисків: пластового і промивної рідини.

4.2 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 невиявлення 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 4.1 — Вихідні дані

Н, м , кг/м3 п, Ом*м Н, м , кг/м3 п, Ом*м
1000 2400 5 1500 2450 6,8
1100 2420 5,2 1550 2470 7,0
1150 2430 5,4 1600 2480 7,2
1200 2435 5,7 1670 2480 7,4
1230 2440 5,9 1700 2490 7,6
1300 2450 6,0 1750 2500 7,9
1350 2460 6,0 1800 2510 8,1
1380 2470 6,5 1830 2520 8,3
1400 2480 6,8 1900 2530 8,5
1450 2510 7,2 1940 2540 8,6
1470 2510 7,8 1980 2540 8,9
1500 2515 7,9 2050 2550 9,2
1550 2520 8,1 2100 2560 9,5
1570 2530 8,4 2140 2570 9,8
1600 2540 8,8 2180 2580 9,0
1650 2470 7,1 2200 2520 8,2
1700 2460 6,5 2240 2510 8,0
1740 2450 5,0 2270 2500 6,0
1800 2440 5,0 2300 2490 5,2
1850 2430 4,8 2325 2490 5,2
1880 2420 3,8 2380 2480 4,4
1900 2420 3,2 2400 2480 4,4
1950 2420 3,2 2450 2480 4,1
2000 2420 3,2 2500 2480 4,1
Таблиця 4.2 — Результати підрахунку
Варіанти Н, м Ра, МПа
1 1850
2 1900
3 2000
4 2400
5 2500

Рисунок 4.1 — Графік змін густини води (а) і аргілітів (б) з глибиною для внутрішньої зони Передкарпатського прогину

4.3 Порядок виконання роботи

1. Будуються графіки зміни густини глинистих пластів з глибиною (електрич-ного 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 (Не), на якій глини мають таку ж величину параметру, як і на глибині (Н), тобто, скелет породи має на глибині Н і Не однакову ефективну напругу і характеризується однаковою ефективною густиною.

Основне рівняння цієї методики має вигляд:

, МПа (4.1)

де Pa — аномальний пoровий тиск на глибиніН,МПа; , — серед-ньозважене значення по товщині в кг/м3 знaчення густини порід на глибині Ні і Не; — густина мінералізованої води (визначена пографіку), кг/м3.

Для визначення аномального тиску за даними електрометрії використо-вують формулу:

, (4.2)

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


4.4 Контрольні запитання

1. Що таке коефіцієнт аномальності?

2. Що таке аномальний тиск?

4.5 Література

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


ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №5

К-во Просмотров: 277
Бесплатно скачать Лабораторная работа: Геологічні основи розкриття продуктивних пластів