CC BY
2
УДК 622.245.5
Элмуратов Э.Б. Иркутский национальный исследовательский технический университет
Россия г.Иркутск Пушмин П.С. Иркутский национальный исследовательский технический университет
Россия г.Иркутск
научный руководитель по направленностям аспирантуры
кафедра нефтегазового дела Иркутский национальный исследовательский технический университет
Россия, г.Иркутск Хушвактов Ш.Ш. Иркутский национальный исследовательский технический университет
Россия, г.Иркутск
МЕТОДИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ К ВЫБОРУ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА И ПОКАЗАТЕЛЕЙ СВОЙСТВ БУРОВОГО РАСВОРА, ДЛЯ ОТБОРА КЕРНА В СЛОЖНО ГОРНОГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ - АВПД ЮЖНОГО УЗБЕКИСТАНА ГЛУБОКИМИ ЗАЛЕЖАМИ (ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ТИПА БУРОВОГО РАСТВОРА ПРИ ОТБОРЕ
КЕРН)
Аннотация. Основные изменения геохимических характеристик образцов породы на стадии отбора керна связаны с необоснованным выбором типа и показателей свойств промывочной жидкости. С целью получения представительного керна требуемого качества, обладающего необходимой геологической информативностью, актуально обоснование состава и показателей свойств промывочных, а также других параметров технологического процесса бурения.
Ключевые слова: отбор керна, буровой раствор, утяжеленный буровой раствор на водной основе.
Elmuratov E.B.
Irkutsk National Research Technical University
Russia Irkutsk Pushmin P.S.
Irkutsk National Research Technical University
Russia Irkutsk
scientific supervisor for postgraduate areas Department of Oil and Gas Business Irkutsk National Research Technical University
Russia, Irkutsk Khushvaktov Sh.Sh. Irkutsk National Research Technical University
Russia, Irkutsk
METHODOLOGICAL STUDY ON SELECTION OF COMPONENT COMPOSITION AND DRILLING MUD PROPERTIES FOR CORING IN DIFFICULT MINING AND GEOLOGICAL CONDITIONS - AVPD OF SOUTHERN UZBEKISTAN WITH DEEP DEPOSITS (SELECTION OF OPTIMAL TYPE OF DRILLING MUD FOR CORING)
Abstract. The main changes in geochemical characteristics of rock samples at the stage of coring are associated with unreasonable choice of type and property indicators offlushing fluid. In order to obtain a representative core of the required quality, having the necessary geological informativeness, it is relevant to substantiate the composition and property indicators of flushing fluids, as well as other parameters of the technological drilling process.
Key words: Core sampling, drilling mud, water-based weighted mud.
ВВЕДЕНИЕ: керн является наиболее достоверным инструментом для изучения и подтверждения геологического строения нефтяных и газовых месторождений, уточнения результатов геологоразведочных работ. На основании данных по пористости, проницаемости, гранулометрическому составу, удельной поверхности, карбонатности, сжимаемости, насыщенности керна нефтью, газом и водой получают информацию о структуре, физико-механических и физико-химических свойствах продуктивных пластов. Отбор керна является сложной технологической операцией, требующей значительных финансовых и временных затрат, именно поэтому очень важно сохранить нативные свойства геологического материала.
Основные изменения геохимических характеристик образцов породы на стадии отбора керна связаны с необоснованным выбором типа и показателей свойств промывочной жидкости. С целью получения представительного керна требуемого качества, обладающего необходимой геологической информативностью, актуально обоснование состава и показателей свойств промывочных, а также других параметров технологического процесса бурения.
Методы: теоретических и практических исследований в области отбора керна, фильтрационные, реологические и другие методы исследования, определить и предложить критерии выбора состава и показателей свойств буровых растворов, используемых для отбора керна, в сложно горно-геологических условиях. Данная технология с участием научных авторов статьи по факту применено на скважинах месторождения Мустакиллик 25-йиллиги, Сурхандарьинской области Республики Узбекистан.
Цель бурения: подтверждение промышленных скоплений углеводородов, оценка фильтрационных емкостных и добычных характеристик продуктивных горизонтов XV, ХУа и XVI (рис-1). На основании экспериментально-исследовательских работ для скважин Кустовой площадки месторождения Мустакилликнинг 25-йиллиги далее «М-25» (г.Бойсун, Сурхандарьинская область, Республика Узбекистан) по стратиграфическому разрезу расположенных пластов скважины проведен выбор оптимального рецептур бурового раствора с целью качественного отбора керн.
Данная месторождения по стратиграфию сложно-построенная залежь приуроченный к юрским подсолевым карбонатным отложениям, то есть газовой коллектор XV и XVа карбонатных горизонтов Юры ожидаемый продукт - высокосернистый газ, основная часть- метан (80-82%), присутствие сероводорода в большом количестве (Н2Б- 8% и более) и углекислого газа (СО2-12,7%), высокими пластовыми давлениями до 65 мРа-АВПД и пластовая температура: Т=125-133°С. Залегание пластов находится под углом до 450, пласты на одном месторождении могут иметь разность залегания глубин до 500 м.
Рис-1. Продуктивные горизонты газового месторождения, схематичный геологический разрез.
Промышленная газоносность месторождения связана с юрскими карбонатными отложениями (общая мощность около 600-700м);
- XV горизонт представлен пересаживанием ангидритов и известняков;
- XVа горизонт представлен известняками, преимущественно мелководных лагунных фации;
- XVI горизонт сложенплотными, глинистыми известняками с прослоями мергели и известковистых глин.
Конструкция скважины Well №Х (таблица-1)
Наименование колонны Диаметр, мм Глубина спуска колонны Высота подъёма цемента -ВПС
колонна долота
Направление 660,4 660,*84 0-40 0-40
Кондуктор 339,7 444,5 0-2800 0-2800
II промежуточная колонна 244,48 311,2 0-3250 0-3250
Эксплуатационная колонна 177,8 215,9 0-3776 0-3776
1 'чря FM и|ншг 1 ■ h 1ч UtatriHUH. H. мрч HH-Hh 4 'ЬРЯП1 шпнм KUMilUlii-lbfe h<h ы'м ы ш 1л * !■ -pH! ■■■ ■ i ■ W
n рпйь ¡ИЧЧ ■
Чп МрПчМИ «tdoniHii 0 in - * .'IVCLU. L>p,iHMnf. iwvnf, П.КЧННКР
11 L-uri i-IL IJ +10 *-ia at м t'jHHtl, LlftljJLMlH W.imqWM J£putl<4*frvp4v
J 1 H. IfJM ftl 41* i+O я-t* at и Г.1Н1М. чягкв* сыг^чнг l Lif4-K .ilmuli ц<1ч е.кП 1 kvUtlHHH. IIMIIHf. «MA'IHlllKIMf HlMt llllUM
Мне 74* JTf»
i L lluil 74* 11» к-ia m м Г.иаыы hvpuv tf uiunrcpfc« i.uflu »m utwicnic, иыпучж []«tl4»HHKN UVrlK^iqwHCFH«. Ll'pHl'
1 -p« Ш* IUB K-ia m м 1 .ниш клст^ерме. |||H;IH(. ШЦНМ, U«pii' J" (l'pui1 Ч'.КИлЦЫ NJ-CipHi. NlWtUilhi И IJlih.H Cefaie ......ми ибгпкмс
1 (1ИИ1М Ш* (Ш K-l" m и 1 ихчаинкн н млмим lui v ifwwnii »икпмпм-риуннни 1И1ЙЙ ГIHIMI г пргитршшапгцищщя и VhmCiPH tVPMV И UK1^ V (IpPt.KUMH tneUfHVlWTti»
\ iL.; INNd III* *-ia at м Г.1ННЫ i:cpw И TE4)№-VCpMC. HmtMi.WHLTHC 4 Iipiv-Iiinuw Л 44V' ШЧШ М'ЧШЧ^И II MVWIHn4 ИМАГИНКИ' [wyuiHHKH дерьк. пднни <:;I<4H;[IK Нссчшннкн t pi'.qntf wpnnt rnv
tji i III* UHU F-IB m и 1 IlVUlIHNH ц'Рчп IB* «pNHtTMi W;WIH1|H1TI,1-Lfp№ KpcFipiK Arttppo,w r>i с rtpOtrtowww Sjvw* i jh« ( ifp.LN V
fappm ггшш ZJU K-l" m US 4 Fffnn; UHUH JP pn-nipiux jiuikl>P pc iL1 [imiuihw и н ■штннгн'рвн уынжи 1 ;ihhm. Äipuv МЕЧМКТШС нтсиниИ П№Н
[ »irpDP UM Mit K-l" at l.l!t tlmiHifn KpaeuuiKl ны«. срслк k*nuLi ii-Hi. «P<PLHW L « <4K|ip 1 .ишч LLiptLiLI^'HLJL' ll.lnlllUi' JU.'l I.Li ilI-. 11 —■ -~
m 1ТГ* K-l" at M5-IJ1 IlmuinuH Lp.it никгиН 4*11;(4 Ufr hjppiwmc с HJIi^-.IlHIJJ И it К ltp< ТРИТИИ 1 ЛННМ Рфкмь-Лурмг 1'
fOpt juo
IU0 i±i* at l.l 1 HIH.U ptTHWMV. JLrf>%4*NUHf> И[М1 HiMlIJb iv V HLHiiJL fo.lkäeLUUWInja.. [h.1 ILIILJÜ L Ш1ПСИЧ1ЧН пит All Uli И SjIIIi ||ILll (k'pull LI Ли NHL 1 lljjfl 1' Мрщ' In* Uli liJMLl H'IWLLl IfPUA'HLIUI.
K*Vrpu u'ihih i \\ IHIK null 1 mt «IH IM* а* l.l HnKC'HRKH ElVIUMHiHTM«. lifpM«, liiMItl-^Mt'. И. 1Ш»№Й ЧКТИ МИ11Н1Г11И Ajii u.qpLrru
km. i inh' u hifc-l-^iiiu 111(14 31» JJ-i» ш1 at l.t HwmniuHvrpkN. remni-vtpMt. .»U.UIMKUI трччннныс. IJjLTfPUJii. IKPHTtUTMtf С PIP№J№«4H ilii.li1*lil4HiJ4., (чныкффиы* jLth\nLPHii>
kadj i пин.' U i 1 ponn mmPl m jm» ш1 ш l.t II IHÄ'IIIIIII ЩШЧ-Л'РШ' рк:цтр|рмс. *фцм|нтирми*. [ниинспк. чассимрм«
( |k iuuu hfl» (4V II (i|4ikhi) ji-h ju» at • Ссрмъ1-. ПМЙНЦЫГ MJ liilipLl! гшличлкМ ейчким НиеЛЯНШ Я н HK'l tlHüiJI pji\ILIJIlJiLI WJ hiMLljliMUUkl ^ .или ич ■PKumi'i МННТШ i; IJIILW" f чсррглгй ГКч;-| JHLI ÜLI iqw. щ.шь prppiHi.' i MC. инк; гикьми' сш. fimcncTut
Литолого-стратиграфическая характеристика скважины (таблица-2)
давление и температура по разрезу
С трз :и: р зфичоелл-подрагклгннг Лнирват-П] Гралнснш даыенш гсотерин- Дал сини. МРа Т :>[[.:> par.pi ПВД^- 1С
<ТГ (вер.О ДО пластовою ЛЖКНШ порски о и д......- гидро ратрывз пород [ОрНОЕ А .Ш.1СН ш ЧССКШ! [рЗДМСН! [рЗДК 100а щепам норовое |НДрО- рззрывз горное
1 1 3 4 5 6 7 & 9 10 II 12 13
Неоген + четнргнчнш: 16 564 0.01 0.012 0.0175 0.019 0.0505 0.16 5.6 9.9 10.7 285
[1исо];н (буЛЛртЯК 17ЛС111 564 8% 0.01 0Л12 0.0175 0.019 0.0550 5.6 9.0 15.7 17.0 493
Ссксн 8% N36 0.01 10135 0.0175 0.022 0М)3 9.0 14.4 25.1 31.6 57.9
Тлрол 1436 1828 0.01 10142 0.0175 0.022 0.0393 14.4 ш 32.0 40.2 71.8
Сеноман 1828 2077 0.01 10142 0.0175 0.022 0.0375 1&.3 208 363 45.7 77.9
Атьб 2077 2435 0.01 101» 0.0187 0.022 0.0338 20.8 24.4 45:5 53.6 823
.Лит 2435 2572 0.01 101» 0.0187 0.022 0.0333 24.4 25.7 48.1 56.6 85.6
Еаррсч 2572 2670 0.01 101» 0.020 0.022 0.0339 25.7 26.7 53.4 58.7 905
Глгрив 2670 2779 0.01 101» 0.0121 0.022 0.0360 247 27.8 58.4 61.1 100.0
В3.131Ш[]! XIV 1Т)р|Г»ЕП 2779 2998 0.0152-ОЛ157 10157 0.0232 0.024 01)375 422 Ш 69.6 72.0 112.4
Тизон 299® 3249 - - - 0.024 0.0369 78.0 119.9
Клчгр| иж -эерхлш'шкефор.] XV юрннж! 3249 3543 0 01870.0202 10202 0.0225 0.0245 0.0363 60.8 663 79.7 86.8 128.6
Вср\нш~[ Есиовга-ННХИС-СрСДННН оптферд ХУа юрижет 3543 3776 0.01870.0202 10202 0.0225 0.0245 0.0363 66.1 70Л 85.0 92.5 137.1
СрСЛЕШН ЕС повей \Т1 I ор нэоыт 3776 3966 0 01870.0202 1018710202 0.0225 0.0245 0.0363 70.6 742 »2 972 144.0
Лес-оат-нкхЕшн ШКНСН (|Ц|р. Юр11 3966 4700 0.01590.0168 1015910168 0.0225 0.0245 0.0363 63.1 74.7 105.5 N52 170.6
Примечание: Значения давлений приведены по кроме шггервалов. а температуры - по подошве. Программа отбора и исследования керна (таблица-3).
Стратиграфическое подразделение Интервал, метр Метраж отбора Минимальный диаметр керна мм (т) Максимальная проходка за долбление, м
от (верх) до (низ)
Кимеридж - верхний оксфорд XV горизонт (13кш-й) 2906 3162 256 101,6 (4") до 54м*
Верхний келловей-нижнесредний оксфорд XVа горизонт (13кш-й) 3162 3405 243 101,6 (4") до 54м*
Средний келловей XVI горизонт (12) 3405 3483 78 101,6 (4") до 54м*
Всего 577
• Характер пород, слагающих продуктивный XV горизонт, основные коллекторские свойства - известняки порово - трещиновато - кавернозного типа с прослоями ангидритов. В основании и средней части разреза с маломощными прослоями темно-серых и серых пелитоморфных и глинистых известняков. Общее количество карбонатных прослоев увеличивается сверху-вниз по разрезу, в основании толщи оно становиться максимальным.
• Продуктивный XVа горизонт сложен серыми и темно-серыми, органогенными, преимущественно плотными известняками. В отличие от нижележащих карбонатных пород и комковатых, вторично измененных, нередко кавернозных высокопористых известняков, составляющих основную часть объёма гранулярного коллектора.
1. Выбор бурового раствора
• Тип раствора утяжеленный раствор плотностью Y=2,16гр/см3 соответствует равновесию пластового давления при циркуляции. Плотность бурового раствора Y=2,22гр/см3 соответствует коэффициенту запаса 1,03 над пластовым давлением.
• Ожидаемые осложнения:
-поглощения бурового раствора ниже глубины 3162м;
- Газопроявление с глубины 2906м в процессе бурения, промывок, СПО и при несоблюдении плотности бурового раствора;
- Газопроявления с XVа горизонта вследствие поглощения бурового раствора;
- сужение стенок скважины против проницаемых пород в интервалах 2906-3405м;
- прилипание гладкой части труб против проницаемых интервалов из-за перепада давлений в системе скважина+пласт, при остановках движения бурильного инструмента.
1.1. Обзор опыта применения ингибированный минерализованный утяжеленных буровых растворов для отбора керна. От компонентного состава и фильтрационных свойств промывочной жидкости, используемой на этапе отбора керн, во многом зависит изменение естественной флюидонасыщенности керна. Есть понятие, что буровые растворы на водной основе, состав фильтрата которых представлен водной фазой, приводят к увеличению значения водонасыщенности керна. Проникновение фильтрата бурового раствора во время отбора керна является одним из факторов, влияющих на его действие в месте насыщенности породы пласта.
Имеется ряд научных статьей, что несмотря на широкую практику применения бурового раствора на водной основе для отбора керна, многие авторы высказывают опасение, что даже при условии достижения такими системами низких значений фильтрационных характеристик, контакт керна с буровых растворов неизбежно приводит к нарушению сохранности его свойств. Это происходит как при подъеме керна на дневную поверхность, так и при транспортировке к месту дальнейшего анализа.
Следует отметить, что применение традиционных буровых растворов для отбора керна на буровом растворе водной основе, может приводить к нарушению (изменению) его остаточной водонасыщенности, что, в свою очередь, затрудняет интерпретацию данных по нефтегазонасыщенности продуктивного пласта, получаемых в ходе исследования отобранного кернового материала. Так, необходимо подчёркивают, что системы буровых растворов с низким значением показателя фильтрации позволяют минимизировать проникновение раствора в керн, но смачиваемость породы и ее флюидонасыщенность могут изменяться при противоточном проникновении фильтрата бурового раствора или его диффузии до начала анализа керна.
Важную роль в обеспечении качества кернового материала играет выбор не только типа бурового раствора, но также и показателей его технологических и специальных свойств. Особое внимание уделяют контролю плотности, фильтрационных и реологических свойств бурового раствора.
С целью предотвращения «загрязнения» порового пространства керна твердой фазой и фильтратом бурового раствора для отбора керна допускается применение исключительно буровых растворов с ограниченной фильтрацией.
При этом, необходимо отметить, что разработанный и примененный утяжеленный буровой раствор ингибирующего минерализованного на водной основе (обработанные химреагентами для предупреждения набухания разбуриваемых пород и чрезмерного обогащения раствора твердой фазой) могут последовательно минимизировать проникновение фильтрата и обеспечить отбор керна с непроницаемыми центрами.
Данная практика наиболее распространяется при бурении поисково-разведочных скважин месторождения Мустакилликнинг 25-йиллиги (далее М-25), и при использовании утяжеленного бурового раствора ингибирующего минерализованного на водной основе для отбора керна особое внимание уделяется контролю показателя фильтрации, в том числе
при высокой температуре и высоком давлении (НТНР - high temperature and high pressure) и толщине фильтрационной корки.
1.2. Методические подходы к выбору типа и показателей свойств буровых растворов для отбора керна.
В условиях многообразия существующих рецептур буровых растворов, перед специалистами проектных и геологических организаций встает проблема выбора компонентного состава и показателей свойств бурового раствора для отбора керна в конкретных гео лого-технических условиях месторождения.
При обосновании выбора компонентного состава бурового раствора для отбора керна должны учитываться следующие критерии:
• цели отбора керна и конкретный перечень планируемых геохимических анализов керна;
• литологический состав пород в интервале отбора керна, в том числе классификация пород по категориям буримости;
• наличие/отсутствие и виды осложнений при строительстве предыдущих скважин на конкретном месторождении или в аналогичных геолого- технических условиях бурения.
Наибольшую трудность в сохранении керна и его максимального выноса вызывает отбор в рыхлых, набухающих, перемятых горных породах, растворяющихся в промывочной жидкости.
С целью обеспечения достоверной интерпретации геофизической информации в составе всех типов буровых растворов для отбора керна должны отсутствовать химические реагенты, отрицательно влияющие на работу телеметрического и каротажного оборудования (например, гематит, магнетит).
Предлагаемый алгоритм выбора и приготовление компонентного состава буровых растворов для отбора керна по скважинам месторождение Мустакилликнинг 25-йиллиги «г.Бойсун, Сурхандарьинской области. Республика Узбекистан» приведен в таб.4.
Таблица-4. Компоненты бурового раствора Ингибирующего
минерализованного на водной основе
Наименование продукта Диапазон концентрации Описание и функции
CAUSTIC SODA / КАУСТИЧЕСКАЯ СОДА 1,5 - 4,0 кг/м3 Регулятор рН
SODA ASH / КАЛЬЦИНИРОВАННАЯ СОДА 0,5 - 2,0 кг/м3 Нейтрализатор жесткости
BENTONITE / БЕНТОНИТ 3,0 - 5,0 кг/м3 Структурообразователь
MAGNESIUM OXIDE / ОКСИД МАГНИЯ 1,0 - 2,0 кг/м3 Буфер рН
MIL-PAC LV / МИЛ-ПАК ЛВ 4 - 6 кг/м3 Понизитель водоотдачи
MIL-PAC LV / МИЛ-ПАК Р 2 - 4 кг/м3 Модификатор реологических параметров, понизитель водоотдачи
SODIUM CHLORIDE / ХЛОРИСТЫИ НАТРИЙ 320 кг/м3 Минерализатор
BIO-PAQ / БИО-ПАК 3,0 - 6,0 кг/м3 Термостойкий регулятор филтрации
XAN-PLEX D / КСАНПЛЕКС 1,0 - 3,0 кг/м3 Структурообразатель
SULFATROL / СУЛЬФАТРОЛ 10,0 - 15,0 кг/м3 Микроколматант
CALCIUM CARBONATE F,M,C / КАРБОНАТ КАЛЬЦИЯ кр, ср, мелк 60 - 100 кг/м3 Кислоторастворимый кольматант
BARIT / БАРИТ 1000 - 1500 кг/м3 Утяжелитель
LD-9 / ЛД-9 0,3 - 0,5 л/м3 Пеногаситель
REMACIDVER / РЕМАЦИДВЕР 0,5-1,0 л/м3 Бактериад
HIMOLUBE / ХИМОЛУБ 10,0 - 20,0 л/м3 Смазочная добавка
LIME / ИЗВЕСТЬ 1,0 - 2,0 кг/м3 Нейтрализатор пластовых агрессий
DRILL-THIN / ДРИЛЛ-ТИН 2,0 - 4,0 кг/м3 Разжижитель
ALL-TEMP / ОЛЛ-ТЕМП 2,5 - 4,0 кг/м3 Высокотемпературный пластификатор
MIL-GARD / МИЛ-ГАРД 10,0 - 15,0 кг/м3 Нейтрализатор сероводорода
Таблица 5. Параметры бурового раствора
Параметры БР Ед.изм Значения
Плотность гр/см3 2,16 / МРБ 2,24 *
Условная вязкость с 70 -100
Пластическая вязкость сПз 30 - 70
Динамическая напряжение сдвига - ДНС фунт /100 фут2 18 55
Статическая напряжение сдвига - СНС фунт /100 фут2 4 -20 / 6 -45
Водоотдача (фильтрат) см3 / 30мин < 4
Корка - К мм < 3
рН 10,0 -11,0
Содержание смазки % 1 - 2
Общая жесткость мг/л < 800
Содержание хлорид ионов С1 мг/л замер для выбора обработки раствора
МВТ кг/м3 < 28
Содержание твердой фазы низкой плотности % < 8
Р//М/ замер для выбора обработки раствора
Содержание карбоната кальция кг/ м3 < 65
Дополнительные требования к компонентному составу бурового раствора для обеспечения репрезентативности керна в зависимости от целей работ по отбору керна и видов геохимических исследований. Буровые растворы при проникновении внутрь керна в процессе отбора оказывают влияние на естественное флюидонасыщение пород.
Буровой раствор в данном интервале до отбора керн должен быть заблаговременно обработан реагентом MIL-GARD
поглотителем сероводорода и известью «устойчивость к СО2 и H2S», также необходимо доработан ALL-TEMP, BOI-PAQ, Хлородом Натрия - NaCl и Баритом BaSO4. При
приготовлении буровых
растворов новых порции необходимо поддерживать
концентрации всех реагентов согласно таблице № 4 и 5. Не допускать снижения рН ниже 10,5 для набухания ангидритов и влияния сероводорода. Вынос керна при каждом рейсе составил - от 95% до 100% (до ±18м). Керн отобран в алюминиевую трубу, распилен на метровые отрезки, закрыто с торцов концевыми крышками и хомутами и уложен в специальный ящик.
Для предупреждения возникновения осложнений необходимо контролировать седиментационнную устойчивость бурового раствора.
Произвести обработку раствора при последнем рейсе перед отбором керна и привести параметры раствора в соответствии Программой промывки при бурении скважины, в процессе отбора керна обработка раствора запрещается, за исключением случаев ликвидации НГВП или поглощений.
Реологические свойства бурового раствора (пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига, статическое напряжение сдвига) определяют качество очистки ствола скважины от выбуренной породы, значение эквивалентной циркуляционной плотности раствора, величину гидродинамических давлений, седиментационную (к оседанию утяжелителя) и агрегативную (к слипанию частиц дисперсной фазы) устойчивость раствора во времени.
Значения показателей реологических свойств бурового раствора, используемого, в том числе, для отбора керна, определяются по результатам
гидравлических расчетов промывки ствола скважины с учетом максимальной циркуляционной температуры бурового раствора.
При отборе керна в условиях повышенных пластовых температур буровой раствор должен также сохранять агрегативную и седиментационную устойчивость, стабильность реологических свойств при температуре, соответствующей максимальной пластовой.
Для буровых растворов на водной основе в случае необходимости определения физико-химических свойств пластовых флюидов, содержащихся в образцах керна, дополнительным требованием является контроль удельного электрического сопротивления бурового раствора.
Точное значение удельного электрического сопротивления используется для внесения соответствующих корректировок при интерпретации полученных геохимических данных при исследовании керна.
Вывод
Выбор технологических жидкостей для отбора керна должен определяться требованиями к сохранению исходных свойств отбираемого кернового материала, свойствами породы, свойствами технологической жидкости, а также конкретными условиями бурения с отбором керна. Учёт перечисленных факторов может позволить провести целенаправленный выбор технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение необходимого комплекса нативных свойств породы при отборе керна. Определены наиболее перспективные типы буровых растворов для отбора керна с точки зрения сохранения исходных свойств отбираемой породы. Предложен алгоритм выбора типа и компонентного состава буровых растворов, используемых для отбора керна, в зависимости от целей работ, категории пород по трудности отбора керна и видов геохимических исследований.
Использованные источники:
1 Результаты испытания буровых растворов на углеводородной основе при зарезке боковых стволов на Нонг-Еганском месторождении/ Бакиров Д.Л. [и др.]. // Нефтяное хозяйство. 2012. № 11. С. 108- 109.
2 Карпов Ю.И., Аюпов Р.Ю., Фасхутдинов Р.Ш. Совершенствование техники и технологии бурения с отбором керна в Нурлатском УБР // Бурение и нефть. - 2006. - № 5. - С. 18-20.
3 Буровой раствор на углеводородной основе: пат. 2208034 Российская Федерация, C09K 7/06. № 2001128580/03; заявл. 22.10.2001; опубл. 10.07.2003. URL: https://www1.fips.ru/ registers-doc-view/fips_servlet (дата обращения 01.10.2021).
4 Изучение коллекторов по керну, отобранному при бурении на растворах с нефтяной основой / А.В. Ручкин, Л.И. Орлов, В.Г. Топорков, В.Г. Фоменко // Геология нефти и газа. - 1981. - № 11. - С. 28-35.
5 Сапожников А.А., Назаров А.П. Опыт отбора представительного керна из
пологих и горизонтальных скважин при разведке и разработке месторождений комплексного сырья // Инженер-нефтяник. - 2020. - № 3. -С. 24-26.
6 Отбор керна в условиях сильно трещиноватых окремненных карбонатных коллекторов Сибирской платформы / Сираев Р.У., Вахромеев А.Г., Акчурин Р.Х., Карпиков А.В., Сверкунов С.А. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2019. - № 6. - С. 13-20.
7 Гизатуллин Д.М. Актуальные проблемы отбора керна и их решения // Тезисы докладов Научной конференции молодых ученых и аспирантов ИФЗ РАН. - М.: Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта РАН, 2019. - С. 28. 22.
8 Ashena R., Thonhauser G. Coring methods and systems. - Cham: Springer International Publ., 2018. - 269 p.
9 First global successful large diameter pressurized coring application using HPWBM: Kuwait case history / R. Stewart, Т. Osman, T. Reda, A. Al-Ajmi, A. Al-Rushoud, A. Gohain, F. Khatib, H. Al-Haj, F. Al-Naqa, F. Al-Mutawa, M. Al-Gharib, H. Shinde, A. Al-Mekhalef // Paper SPE 192694-MS. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. - Abu Dhabi, 12-15 November, 2018. DOI: 10.2118/192694-MS.
10 Rathmell J.J., Gremley R.R., Tibbitts G.A. Field applications of low invasion coring // Paper SPE 27045-MS. SPE Latin America/Caribbean Petroleum Engineering Conference. - Buenos Aires, 27-29 April, 1994. DOI: 10.2523/27045-MS.
11 New technology integration of real time OBM borehole images and formation sampling while drilling. Lessons learned in challenging Deepwater Gulf of Mexico environments / R. Elghonimy, W. Pineda, G. Cedillo, M. Saidian, J. Wadsworth, D. Halverson, H. Watcharophat, S. Paul, I. Basu, A. Mayans, C. Schroeder // Paper SPWLA-5038 presented at the SPWLA 61st Annual Logging Symposium. Virtual Online Webinar. June 2020. DOI: 10.30632/spwla-5038.
12 Skopec R.A., McLeod G. Recent advances in coring technology: new techniques to enhance reservoir evaluation and improve coring economics // The Journal of Canadian Petroleum Technology. - 1997. - V. 36. - №2 11. - С. 22-29.
13 Warner H.R. Jr., Rathmell J.J. Mechanisms controlling filtration at the core bit for oil-based muds // SPE Drilling & Completion. - 1997. - V. 12. - № 02. - Р. 111-118.
14 Development of all-oil drilling fluid for core sampling with natural fluid saturation saving in the Timan-Pechora Oil-and-Gas Province / I. Borovkova, S. Kharin, S. Malikov, I. Nekrasova, P. Khvoschin, O. Garshina, D. Kazakov // Paper SPE 191743 presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference. - Moscow, Russia, 15-17 October, 2018. DOI: 10.2118/191743-18RPTC-MS.
