Лабораторная работа: Геологічні основи розкриття продуктивних пластів
5.1 Мета роботи
визначення і закріплення знань методики оцінки градієнта тиску гідророзриву пласта на основі геофізичних досліджень для розкриття проодуктивного пласта в оптимальних умовах.
5.2 Основні теоретичні положення
Для проектування раціональної конструкції свердловини, яка забезпечить її проведення без ускладнень до проектної глибини, необхідно мати достовірні дані про значення порового тиску (пластового) і тиску гідророзриву пласта. Ці дані повинні також враховуватись при виборі густини промивної рідини для оптимального розкриття продуктивного пласта.
Відомо, що градієнти тиску розриву пласта пов’язані з поровим (пластовим) тиском, літологією, віком порід і глибиною залягання пласта, а також напруженим станом гірських порід.
Практика буріння свердловин в Передкарпатському прогині показує, що визначення нижньої границі густини бурового розчину, виходячи з умов попередження проявів, є необхідним, але не достатнім для попередження ускладнень. Так, при бурінні сильно розущільнених глин, поровий тиск у яких близький до тиску гідророзриву пласта, навіть незначне збільшення густини бурового розчину з метою попередження викидів, приводить до гідравлічного розриву пласта. Це викликає інтенсивне поглинання бурового розчину з подальшим викидом. Верхню границю густини бурового розчину можна визначити за формулою:
, (5.1)
де rв— верхня межа густини бурового розчину, кг/м3;gн— прискорення вільного падіння, м/с2;h— глибина залягання підошви пласта, м; Рпор — поровий (пластовий) тиск, н/м2; m — коефіцієнт Пуассона; Gсп — напруга скелету породи, H*м2
, (5.2)
де Ргір — гірський тиск порід, Н/м2.
Для визначення гірського тиску на основі проведених замірів побудовано графік його зміни з глибиною для умов Передкарпатського прогину (рис. 5.1). Для побудови графіка використана залежність (5.2).
Рисунок 5.1 - Зміна геостатичного тиску з глибиною
, (5.3)
де 
п(Н) — об’ємна маса породи, як функція її залягання.
Поровий тиск може бути визначений за даними зміни густини породи з глибиною, або за даними геофізичних досліджень свердловин (лабораторна робота №4).
Для експресного визначення градієнта тиску розриву пласта можна вико-ристати номограму (рис. 5.2), побудовану на основі рівняння (5.1). На номогра-мі знаходять необхідну глибину і проводять горизонталь до перетину з лінією коефіцієнта аномальності порового тиску. Далі опускають перпендикуляр до абсциси, на якій знаходять значення градієнта тиску розриву пласта, що еквіва-лентно верхній межі густини бурового розчину при бурінні в даному інтервалі.
Рисунок 5.2 — Номограма для визначення градієнта тиску гідророзриву пласта
Достовірність результатів досліджень була підтверджена шляхом аналізу ускладнень, що пов’язані з поглинанням бурового розчину, які виникають найчастіше при розбурюванні піщано-глинистих порід на родовищах Прикар-паття.
Величину градієнта тиску розриву пласта можна визначити із залежності його від градієнта порового тиску. На основі статистичної обробки даних геофізичних та інших досліджень для умов Передкарпатського прогину одер-жана залежність
. (5.4)
Градієнт порового тиску можу бути визначений за даними геофізичних досліджень (лабораторна робота №4).
Оперативно отримані дані про тиск гідророзриву пласта, дають можли-вість регулювати густину бурового розчину у визначених межах. Використання бурових розчинів завищеної густини приводить до ускладнень в процесі буріння свердловини.
Таблиця 5.1 — Вихідні дані
| Варі-анти | Н, м |  н, кг/м3 | в, кг/м3 | Коефіц. Пуассона | в, кг/м3, за формулою | н, кг/м3, за номограмою |
|
1 2 3 4 5 К-во Просмотров: 276
Бесплатно скачать Лабораторная работа: Геологічні основи розкриття продуктивних пластів
|