CC BY
131
УДК 553.98: 004.9
Д.В. Изюмченко, Г.П. Косачук, Д.Г. Бельский
Оценка геомеханических свойств геологической среды Чаяндинского месторождения
Поскольку традиционными методами изучения коллекторов решить проблему закономерностей образования и развития трещинного пространства в геологической среде Чаяндинского месторождения не представляется возможным, особое значение приобретает анализ результатов геолого-технологических исследований скважин (ГТИ), имеющих целью получение точного представления о геомеханической характеристике разреза скважин.
Геологическая среда повсеместно находится в напряженном состоянии. Напряженно-деформационное состояние (НДС) пород определяется эффективным и дополнительным давлением (главными нормальными напряжениями и пластовым давлением) и упруго-прочностными (деформационными) свойствами пород. Существующие в геологической среде напряжения влияют на ее свойства, приводят к образованию зон (секторов) с пониженными прочностными свойствами и развитию планетарной трещиноватости пород (Павлова Н.Н., 1975; Ставрогин А.Н., Протосеня А.Г., 1985; Петров А.И., Шеин B.C., 2005; Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Шустов Д.В. и др., 2012 [1-4]). Многочисленные отечественные и зарубежные исследования [5-7] показали, что азимутальное направление изменения траектории стволов скважин совпадает с направлением развития трещин. Учитывая, что инклинометрия является информационной основой ГТИ, вектор направления напряжений геологической среды Чаяндинского месторождения был определен по данным инклинометрии.
Для выявления зон (секторов) с пониженными прочностными свойствами пород Чаяндинского месторождения проанализированы данные инклинометрии об изменении траектории стволов 15 скважин. Для наглядности представления и объективности суждения построена круговая диаграмма, состоящая из концентрических окружностей с шагом 200-250 м и радиусом 2000 м. Эта диаграмма разбита по частям света с ценой деления шкалы ~5-10° и началом отсчета на «севере» (точка 0°) по часовой стрелке. На диаграмму нанесены азимуты изменения траектории стволов скважин на глубинах их фиксации. Полученные диаграммы имеют вид «роз трещиноватости» с определяемым или неопределяемым радиусом вектора. Независимо от блока, в котором расположена скважина, выявлено 4 типа вектора направления изменения траектории стволов скважин: три с определяемым трендом вектора, один - с неопределяемым. Определяемые тренды: юго-восточный (ЮВ, зенитный угол 125-176°), юго-западный (ЮЗ, зенитный угол 185-236°), северо-восточный (СВ, зенитный угол 26°). Вектор с неопределяемым трендом характеризуется тем, что при отсутствии четко выраженной анизотропии трещиноватости по азимутальным направлениям средний зенитный угол колеблется в пределах 135-209° и не превышает 90° (74°).
Юго-западный тренд вектора определяется в скважинах: N° 321-16, 321-23, 180-06, 761 (Северный блок), 808 (Саманчакитский блок II), 229-1 (Саманчакитский блок 0); юго-восточный - в скважинах № 228-1, 844, 845 (Южный блок I), 763 (Северный блок); северо-восточный - в скважине № 321-19 (Северный блок), 806 (Южный блок II); не определяется тренд в скважинах № 321-22, 321-20, 321-14, 321-1, 213-05 (Северный блок). Представление о характере изменения траектории стволов скважин дают рис. 1-5. У подавляющего числа скважин (93 %) определяющая траектория ствола скважины находится в пределах трех секторов: 180° ± 15° (40 %); 225° ± 15° (33 %); 135° ± 15° (20 %).
№ 3 (23) / 2015
Ключевые слова:
Чаяндинское
месторождение,
геомеханическая
характеристика
разреза,
инклинометрия,
азимут направления
напряжений,
поглощающие
толщи,
развитие
трещинного
пространства.
Keywords:
Chayandinsk field, geomechanical characteristics of a cut, drift survey, azimuth of stresses direction, absorbing strata, development of fractured space.
VGN-3-23-2015-v24.indd 15
21.08.2015 9:59:28
16
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
0 0 п
310
300
300
295
290
275
260
255
250
250
85
90
90
100
100
110
110
280
275
275
270
270
265
260
200195195190 185180175175
♦ глуб., м —■— азимут
70
80
90
95
100
105
110
210 200 190 180 170 170
глуб., м
азимут
Рис. 1. Неопределяемый вектор направления напряжений (скв. 321-1, Северный блок)
_ ■»«« 360 0 1 о
29:
290
285
280
275
270
260
250
240
70
80
90
96
105
105
110
0 185 180 175 170 17011
Рис. 2. Юго-западный вектор направления напряжений (скв. 761, Северный блок)
290
280
273
272
270
270
267
265
265
263
80
90
100
110
115
130
глуб., м
азимут
0 180 175 175 170 170 11
+ глуб., м —■— азимут
Рис. 3. Юго-восточный вектор направления напряжений (скв. 763, Северный блок)
180 !70 160
♦ глуб., м —■
азимут
Рис. 5. Северо-восточный вектор направления напряжений (скв. 806, Южный блок II)
Рис. 4. Юго-восточный вектор направления напряжений (скв. 844, Южный блок I)
.ftsL
-А
а<=|
Sk>c
Рис. 6. Азимутальный круг и положение осей максимальных нормальных напряжений о1 и о3(А.И. Тимурзиев, 2009 г.)
№ 3 (23) / 2015
360 0 1
280
60
270
70
260
80
VGN-3-23-2015-v24.indd 16
21.08.2015 9:59:28
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
17
Теоретически, согласно А.И. Тимурзиеву [8], разрядка напряжений может быть осуществлена через разрывообразование в восьми азимутальных секторах систем планетарной делимости земной коры: ортогональных (4 сектора) и диагональных (4 сектора) (рис. 6). В этой связи для условий Чаяндинского месторождения преимущественное развитие трещин может происходить по трем осям напряжений -одной ортогональной и двум диагональным (динамопаре). При этом крайние значения азимутов простирания разломов для динамопар сколов ЮВ (125-176°) и ЮЗ (185-236°) образуют двойной угол скола, величина которого составляет 51° (менее 90°). Этот факт указывает на единственно возможное, безальтернативное горизонтальное положение оси максимальных сжимающих напряжений при формировании разломов осадочного чехла Чаяндинского месторождения.
Горизонтальное сжатие формирует меридиональное растяжение. Прямым доказательством этому является смещение в плане оси древнего свода по фундаменту относительно его положения по горизонтам КВ (отражающий сейсмический горизонт по кровле терригенных отложений венда) и II (отражающий сейсмический горизонт по кровле билирской свиты нижнего кембрия). То есть процессы образования и развития трещинного пространства в геологической среде Чаяндинского месторождения ориентированы субпараллельно горизонтальному сжатию.
Многочисленные отечественные и зарубежные исследования показали [5, 6, 9], что азимутальное направление стволов скважин совпадает с направлением развития трещин. Данные о направлениях трещиноватости пород согласуются с данными о естественном искривлении стволов скважин на Жирновско-Бахметьевском (Волгоградская область, РФ), Тенгизском (Казахстан), Нагумановском
(Оренбургская область, РФ) месторождениях в интервалах поглощений бурового раствора. Преобладающие азимуты 30-60° (210-240°) и 120-150° (300-330°).
В целях определения азимута поглощающих пластов на Чаяндинском месторождении проведен сбор инклинометрических данных по скважинам, на которых имели место осложнения. Проанализированы данные об изменении траектории ствола в интервалах поглощения, глубины вскрытия поглощающих пластов, их
№ 3 (23) / 2015
азимут и зенитный угол, интенсивность поглощения. Анализ проведен по 24 скважинам, на которых было вскрыто 46 интервалов, имеющих различную интенсивность поглощений -от частичных до катастрофических. При этом интервалы поглощений залегают на глубинах от менее 100 до 1887 м, которые приурочены к отложениям от метегерской свиты до хамакин-ского горизонта включительно. Особенности распределения поглощающих толщ в разрезе Чаяндинского месторождения приведены в табл. 1. Данные таблицы показывают, что в разрезе Чаяндинского месторождения прослеживаются 10 поглощающих толщ (свит, горизонтов), при этом 81 % поглощений приходится на 4 свиты кембрия - метегерскую, чарскую, олек-минскую и толбачанскую. Наибольшая частота поглощений (37,9 %) фиксируется в чарской свите. Поглощающие отложения представлены галогенно-сульфатно-карбонатными породами:
• метегерская свита сложена переслаиванием доломитов участками глинистых, загипсованных известняков с прослоями мергелей и ангидритов. В нижней части свиты повсеместно встречаются кавернозные породы;
• чарская свита сложена тонко-мелкозернистыми доломитами, часто ангидритизирован-ными и глинистыми, с прослоями мергелей, аргиллитов и ангидритов и пластами каменной соли. Отложения сильно закарстованы, особенно в зоне минимальных толщин свиты;
• олекминская свита сложена известняками, известняковыми доломитами, участками кавернозными, иногда слабо глинистыми и трещиноватыми, часто битуминозными;
• толбачанская свита сложена доломитами и известняками - массивными участками трещиноватыми, глинистыми, с прослоями ангидритов и мергелей. В доломитах и известняках встречаются кавернозно-поровые разности. Свита в верхней части сложена доломитами с прослоями мергелей, аргиллитов и каменной соли.
Выявлены следующие азимутальные направления в интервалах поглощений:
• северное (0° + 15°): 18,9 %;
• северо-западное (315° + 15°): 8,1 %;
• северо-восточное (45° + 15°): 2,8 %;
• южное (180° + 15°): 13,5 %;
• юго-западное (225° + 15°): 18,9 %;
• юго-восточное (135° + 15°):16,2 %;
• восточное (90° + 15°) и западное (270° + 15°): по 10,8 %;
VGN-3-23-2015-v24.indd 17
21.08.2015 9:59:28
18
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Таблица 1
Частота поглощений в поглощающих толщах Чаяндинского месторождения, %
Поглощающая толща, Азимутальные секторы систем планетарной делимости земной коры, ° Всего
горизонт 0±15 45±15 90±15 135±15 180±15 225±15 270±15 315±15
1. Метегерская 2,7 2,7 2,7 2,7 10,8
2. Чарская 5,4 2,8 8,1 5,4 2,7 10,8 2,7 37,9
3. Олекминская 2,7 2,7 2,7 5,4 13,5
4. Толбачанская 2,7 5,4 5,4 5,4 18,9
5. Эльгянская 2,7 2,7
6. Юрегинская 2,7 2,7
7. Билирская 2,7 2,7
8. Юряхская 2,7 2,7 5,4
9. Ботуобинский 2,7 2,7
10. Хамакинский 2,7 2,7
Итого 18,9 2,8 10,8 16,2 13,5 18,9 10,8 8,1 100,0
Очевидно, что разрядка напряжений может быть осуществлена через разрывообразования во всех восьми азимутальных секторах - четырех ортогональных и четырех диагональных. Азимутальные направления напряжений распределены довольно равномерно. Минимальные напряжения приходятся на 2 диагональных сектора (динамопару) северовосток 45° + 15° - северо-запад 315° + 15°, которые являются основными азимутальными направлениями в интервалах поглощения бурового раствора на месторождениях Волгоградской и Оренбургской областей, Казахстана. А это может означать, что линейно ориентированные элементы не имеют связи с закономерностями образования и распределения планетарной трещиноватости при формировании поглощающих толщ Чаяндинского месторождения.
Для подтверждения данного предположения на азимутальный круг наложены направления напряжений геологической среды Чаяндинского месторождения и азимутальные секторы направления напряжений в поглощающих толщах (табл. 2). Согласно данным таблицы, тренд вектора (азимут) направления напряжений не оказывает влияния на интенсивность поглощения, а также отсутствует четко выраженная анизотропия трещиноватости по азимутальным направлениям. Так, в 43 % случаев сохраняется тренд вектора направления напряжений по разрезу в интервалах поглощения; в 57 % случаев в интервалах поглощения происходит изменение траектории ствола скважины по сравнению с преобладающим направлением напряжения геологической среды. По-видимому, тектонический фактор, определяющий развитие трещиноватости, не оказывает заметного влияния на ха-
рактер изменения фильтрационно-емкостных свойств пород поглощающих толщ (свит, горизонтов) Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.
Выполнена оценка возможности изменения местного напряжения в стволе скважин за счет гидроразрыва пород в стволе вертикальных скважин. Увеличение давления в стволе скважины может настолько изменить местные напряжения, что возникают явления гидроразрыва, приводящие к поглощению бурового раствора (частичному, полному и др.). На Чаяндинском месторождении в процессе бурения 20 новых разведочных скважин (№ 321-43, 321-47, 321-49, 321-51, 321-53, 321-54, 321-55, 321-56, 321-57, 321-59, 21-61г, 321-62, 321-66, 321-67, 321-69, 321-70, 321-71, 321-72, 321-74, 321-76) произошли поглощения бурового раствора различной интенсивности.
Направление напряжений и разрушение ствола скважины за счет гидроразрыва оценивалось по условиям:
• если удельный вес бурового раствора слишком велик, то вдоль максимального горизонтального напряжения могут возникнуть трещины, вызываемые процессом бурения;
• если удельный вес бурового раствора слишком мал, скважинные разрывы могут возникнуть по направлению минимального напряжения (рис. 7).
Гидростатическое давление бурового раствора (Рбр) рассчитано согласно формуле
Рбр = 9,81Нр, МПа,
где р - плотность бурового раствора, кг/м3; Н - глубина, м.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 18
21.08.2015 9:59:28
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
19
Таблица 2
Изменение траектории ствола скважины в интервалах поглощений
№ скв. Тренд вектора направления напряжений по разрезу Глубина поглощения, м Интенсивность поглощения, м3/ч Направление напряжений в интервалах поглощений, ° Преобладающий азимут напряжения в интервалах поглощений
=1 11 РО азимут сектор отклонение преобладающий зенитный угол сектор
845 Юго-восточный 22 15 0,15 0 0 ± 15 - 176 180 ± 15
660 Второй ствол 2 350 0 ± 15 - - -
213-05 Неопределяемый 66 15 0,3 275 270 ± 15 - -
316 10 0,45 45 45 ± 15 - - -
761 Юго-западный 126 1 0 0 0 ± 15 - 225 225 ± 15
581 10 2,3 310 315 ± 15 - - -
321-20 Неопределяемый 1313 1 1 260 270 ± 15 - 183 180 ± 15
1860 2 0,3 260 270 ± 15 - - -
1875 30 0 0 0 ± 15 - - -
321-22 Неопределяемый 347 - 1,45 110 90 ± 15 - 135 135 ± 15
450 1-2 2,3 350 0 ± 15 - - -
684 10 1,3 150 135 ± 15 - - -
321-23 Юго-западный 920 1,5 2,3 295 315 ± 15 -5 209 225 ± 15
1225 60 5 325 315 ± 15 - - -
321-1 Неопределяемый 1537 Незнач. 1,45 240 225 ± 15 - 200 180 ± 15
321-16 Юго-Западный 566 6-25 2 245 225 ± 15 +5 208 225 ± 15
321-14 Неопределяемый 150 1-2 0,3 150 135 ± 15 186 180 ± 15
290 1-2 0,45 205 225 ± 15 -5 - -
629 10 0,3 240 225 ± 15 - - -
460 5-7 1,3 220 225 ± 15 - - -
532 20 1 230 225 ± 15 - - -
669 5-7 1 230 225 ± 15 - - -
808 Юго-западный 775 3-5 - 265 270 ± 15 - 236 225 ± 15
229-1 Юго-западный 615 2 1,15 125 135 ± 15 185 180 ± 15
860 3 2 115 135 ± 15 -5 - -
104 15 0,3 160 180 ± 15 -5 - -
484 10 1 115 135 ± 15 -5 - -
228-1 Юго-восточный 469 15-10 5 110 90 ± 15 +5 143 135 ± 15
538 0,5-1,0 4,15 105 90 ± 15 - - -
844 Юго-восточный 700 Незнач. 1,3 160 180 ± 15 -5 196 180 ± 15
800 Незнач. 1,15 170 180 ± 15 - - -
321-19 Северо-восточный 1460 - 1,15 15 0 ± 15 - 26 45 ± 15
1539 15-20 1,15 15 0 ± 15 - - -
763 Юго-восточный 225 1-2 1 196 180 ± 15 +1 125 135 ± 15
578 10 1,3 68 90 ± 15 -7 - -
180-06 Юго-западный 605 2,5 0,45 180 180 ± 15 203 225 ± 15
670 6 0,45 130 135 ± 15 - - -
Совпадение с зенитным углом по разрезу 43 %
Давление гидроразрыва пласта (Ргр) рассчитано согласно формулам
Рг.р = 0,87Рг, МПа,
или Ргр =0,83Н + 6,6Рпл, МПа,
где Рг - горное (геостатическое давление), которое определяется весом пород с насыщающими их флюидами в интервале от земной поверхности до точки измерения; Рт - пластовое давление.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 19
21.08.2015 9:59:28
20
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Минимальное
горизонтальное напряжение
Скважинные
разрывы
Ствол скважины / Максимальное
горизонтальное \ напряжение
Максимальное
горизонтальное
напряжение
Трещины,
вызванные
бурением
Минимальное
горизонтальное напряжение
Рис. 7. Направление напряжений и разрушение скважины за счет гидроразрыва [7]
Если Рбр приблизительно равно Рпл, то рост репрессии на пласт может стать причиной поглощения бурового раствора, тогда пластовое давление рассчитано согласно формуле
Рш= Рв = Рв gН,
где Рв - гидростатическое давление столба воды, МПа; рв - плотность воды, кг/м3; g - ускорение свободного падения.
В соответствии со средней плотностью осадочных пород 2,31 г/см3 градиент геостатического давления составляет 0,0231 МПа на 1 м мощности пород. В нормальных условиях на глубине Н давление флюидов Рт приблизительно равно гидростатическому давлению столба воды Рв, МПа, плотностью рв = 1000 кг/м3.
Горно-геологические характеристики и условия проходимых пород при строительстве скважин на Чаяндинском месторождении приведены в табл. 3. Отражено, что изменение местного напряжения за счет гидроразрыва пород наблюдалось в стволе одиннадцати (или 60 %) скважин:
• № 321-59, 321-62, 321-66, 321-67, 321-69 (25 %) - в процессе бурения репрессия на пласт превышала максимально допустимую, и в этом случае вдоль максимального напряжения могли возникнуть горизонтальные трещины;
• № 321-55, 321-66, 321-69, 321-70, 321-71, 321-72, 321-76 (35 %) - в процессе бурения Рбр ~ Рт, и в этом случае скважинные разрывы (трещины) могли возникнуть по направлению минимального вертикального напряжения.
Следует отметить, что в скважине № 321-69 явления гидроразрыва могли возникнуть как по причине слишком большого удельного веса бурового раствора, так и по причине слиш-
ком малого удельного веса бурового раствора (см. табл. 3). Учитывая, что вертикальное распространение трещин предполагает большее количество зон (интервалов) поглощений и их максимальную выраженность [6], следует отметить, что четко выраженного изменения в интенсивности поглощений не прослеживалось.
При строительстве остальных девяти (40 %) скважин условия проходимых пород не были нарушены, однако поглощения бурового раствора различной интенсивности зафиксированы.
***
Таким образом, использован опыт получения информации о напряженно-деформационном состоянии пород геологического разреза Чаяндинского месторождения с применением инструментария инклинометрии. Реализация данной технологии требует знаний горногеологических характеристик геологической среды месторождения.
Для условий Чаяндинского месторождения преимущественное развитие трещин может происходить по трем осям напряжений - ортогональной и двум диагональным (динамопаре). При этом угол скола для динамопары составляет менее 90°. Этот факт указывает на единственно возможное, безальтернативное горизонтальное положение оси максимальных сжимающих напряжений при формировании разрывных нарушений осадочного чехла Чаяндинского месторождения.
Анализ изменения траектории ствола в интервалах поглощений показал, что линейно ориентированные элементы не имеют связи с закономерностями образования и распределения планетарной трещиноватости при формировании поглощающих толщ Чаяндинского месторождения.
Оценка возможности изменения местного напряжения за счет гидроразрыва пород в стволе вертикальных скважин продемонстрировала, что трещины (горизонтальные и вертикальные), вызванные бурением, не имеют четко выраженной анизотропии по проницаемости, что указывает на отсутствие связи их с разрывными нарушениями и планетарной трещиноватостью.
Оценка геомеханических свойств геологической среды поглощающих свит кембрия (ме-тегерской, чарской, олекминской, толбачанской) выявила сильную закарстованность поглощающих галогенно-сульфатно-карбонатных пород (участками кавернозных) в чарской свите.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 20
21.08.2015 9:59:28
VGN-3-23-2015-v24.indd 21 21.08.2015 9:59:29
Таблица 3
Горно-геологические характеристики и условия проходимых пород при строительстве скважин на Чаяндинском месторождении
№ скв. Глубина, м Удельная плотность входящего раствора, г/см3 Удельная плотность выходящего раствора, г/см3 Механическая скорость бурения, м/ч Интенсивность поглощения бурового раствора, м3/ч Примечание, поглощенный объем Давление бурового раствора (гидростатическое), МПа (9,81Яр) Давление горное (геостати-ческое), МПа (0,0231 МПа на 1 м) Давление гидроразрыва пласта, МПа Р,„ = 0,87Р, Давление пластовое (столба воды), МПа Pm = Pe = pegH Максимально допустимая репрессия на пласт, МПа Репрессия на пласт при бурении, МПа
321-43 84,9-86,1 - - 5,5 138 30,0 м3 общий - 1,989 1,73 0,84 1,5 -
321-47 33-209 - - 3,52 6,8 13,4 м3 общий - 4,828 4,20 2,05 1,5 -
321-49 400-420 1,4 - 2,6 Частичное 24,1 м3 за рейс 5,76 9,702 8,44 4,12 1,5 1,64
800-866 1,3 - 1,6 Частичное 2,1 м3 за рейс 11,04 20,005 17,40 8,50 1,5 2,54
1500-1606,6 1,2 - 1,3 Частичное 17,3 м3за рейс 18,91 37,112 32,29 15,76 2,5-3,5 3,15
321-51 155 1,2 - 2,4 Частичное 1,4 м3 за рейс 1,82 3,581 3,12 1,52 1,5 0,30
321-53 168-200 1,08-1,1 - - - 10,0 м3 за рейс 2,15 4,620 4,02 1,96 1,5 0,19
605-635 1,25-1,27 - 3,7 - Затяжки до 10 т 7,9 14,669 12,76 6,23 1,5 1,67
321 54 55,3 - - 1,6 - Затяжки до 20 т - 1,277 1,11 0,54 1,5
431-552 1,2 1,18 2,1 - 18,5 м3 за рейс 6,4 12,751 11,09 5,42 1,5 0,98
563-580 - 1,17 3,1 Полное 24,0 м3 за рейс 6,65 13,398 11,66 5,69 1,5 0,96
1213-1225 1,14 1,23 (перед наращ.) 2,1 - 5,9 м3 за рейс 13,69 (14,78) 28,298 24,62 12,02 2,5-3,5 1,67
321-55 57-59 1,10 - 1,2 - Появление грифонов 0,63 1,363 1,19 0,58 1,5 0,05
321-56 462 1,04 - 2,6 Полное 4,71 10,672 9,28 4,53 1,5 0,18
321-57 402,1 1,4 - 0,2 97,0 Полная потеря циркул. (пп/ц) 5,52 9,289 8,08 3,94 1,5 1,58
409-425 1,33 1,24 2,7 1,0 5,54 9,818 8,54 4,17 1,5 1,37
321-59 61,8-230,3 1,05 - 5,6-7,6 7,0 2,37 5,320 4,63 2,26 1,5 0,11
1700,4-1701 1,25-1,28 - 1,4 6-8 30,0 м3 всего 21,35 39,293 34,18 16,69 2,5-3,5 4,66
321-61г 1352-1380 1,25 - 7,4 5,0 16,92 31,878 27,73 13,54 2,5-3,5 3,38
321-62 400-614,7 1,75 - 1,2 3-12 10,55 14,200 12,35 6,03 1,5 4,52
850-1203 1,2 - 1,9 1,3 14,16 27,789 24,18 11,80 1,5 2,36
321-66 98 1,05 - 9,87 25-65 Полное поглощение 1,00 2,264 1,97 0,96 1,5 0,04
783-795,6 1,15-1,24 - 6,72 4,3 9,67 18,385 16,00 7,80 1,5 1,87
943,9-951 1,15-1,24 - 7,5 102 11,56 21,968 19,11 9,33 1,5 2,23
ГЧЭ
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
VGN-3-23-2015-v24.indd 22 21.08.2015 9:59:29
ГО
го
Окончание табл. 3
№ скв. Глубина, м Удельная плотность входящего раствора, г/см3 Удельная плотность выходящего раствора, г/см3 Механическая скорость бурения, м/ч Интенсивность поглощения бурового раствора, м3/ч Примечание, поглощенный объем Давление бурового раствора (гидростатическое), МПа (9,81Яр) Давление горное (геостати-ческое), МПа (0,0231 МПа на 1 м) Давление гидроразрыва пласта, МПа Р,„ = 0,87Р, Давление пластовое (столба воды), МПа Pm = Pe = pegH Максимально допустимая репрессия на пласт, МПа Репрессия на пласт при бурении, МПа
321-67 452,7-454,9 1,82 - 6,8 - пп/ц, 12,0 м3 за рейс 8,12 10,508 9,14 4,46 1,5 3,66
586,4-599,8 - 1,14 9,4 Частичное поглощение 6,69 13,855 12,05 5,88 1,5 0,81
321-69 155,7 1,05 1,05 2,26 Частичное поглощение 21,7 м3 за рейс 1,60 3,597 3,13 1,53 1,5 0,07
217,5 0,95 1,06 3,44 Частичное поглощение 20,0 м3 за рейс 2,56 5,024 4,37 2,13 1,5 0,43
806,7-809,4 1,15 1,0 8,42 8,0 9,53 18,697 16,27 7,94 1,5 1,59
1042,2-1053 1,2 1,0 8,42 8,0 5,5 м3 за рейс 12,39 24,324 21,16 10,33 1,5 2,06
321-70 211 1,05 - 3,7 - 3,0 м3 за рейс 2,17 4,874 4,24 2,07 1,5 0,10
329-441^164 1,03-1,12 - 2,1-3,7 0,5-10,2-13,0 5,09 10,718 9,33 4,55 1,5 0,54
506 1,12 - 1,8 34,0 5,55 11,689 10,17 4,96 1,5 0,59
674-750 1,2 - 19,0 2,0 54,0 м3 общий 8,83 17,325 15,07 7,36 1,5 1,47
321-71 140-160 1,0 - 6,2 5-95 пп/ц 1,57 3,696 3,22 1,57 1,5 0,00
418,8-420 1,24 - 3,0 25 10,2 м3 общий 5,10 9,702 8,44 4,12 1,5 0,98
756 1,24 - 4,6 0,5 9,19 17,464 15,19 7,42 1,5 1,77
1412 1,24 0,75 1,2 26 13,0 м3 общий 17,17 32,617 28,38 13,85 2,5-3,5 3,32
321-72 102-124,8 1,05-1,06 1,05 1,7 0,6-6,0 12,0 м3 общий 1,29 2,883 2,51 1,22 1,5 0,07
442,9-453 1,22 1,13 1,2 3-12 28,6 м3 общий 5,42 10,464 9,10 4,44 1,5 0,98
1684-1691 1,19 1,17 6,83 24 15,0 м3 общий 19,74 39,062 33,98 16,59 2,5-3,5 3,15
1710,2—1721— 1733,5 1,19 1,17 2,4 0,5-1,3 20-10 м3 за рейс 20,23 40,044 34,84 17,01 2,5-3,5 3,22
321-74 227,9-242,7- 287,7 1,07 1,07 4,7-1,68 1,5 3,02 6,646 5,78 2,82 1,5 0,20
292,5-329,5- 400,5 1,07 1,06 2,4 0,7-7,5 4,20 9,252 8,05 3,93 1,5 0,27
489 1,12 - 2,4 Полное поглощение 20,0 м3 общий 5,37 11,296 9,83 4,80 1,5 0,57
321-76 522,9-523,1 1,02 1,05 2,3 13,0 5,23 (5,38) 12,084 10,51 5,13 1,5 0,10
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений
23
Список литературы
1. Павлова Н.Н. Деформационные
и коллекторские свойства горных пород /
Н.Н. Павлова. - М.: Недра, 1975. - 240 с.
2. Ставрогин А.Н. Прочность горных пород и устойчивость выработок на больших глубинах / А.Н. Ставрогин, А.Г. Протосеня. -М.: Недра, 1985. - 271 с.
3. Петров А.И. О необходимости учета современной геодинамики при оценке
и пересчете промышленных запасов нефти и газа / А.И. Петров, В.С. Шеин // Геология нефти и газа. - 2009. - № 11. - С. 10-39.
4. Калашников Ю.А. Геолого-геомеханическая модель Астраханского газоконденсатного месторождения / Ю.А. Калашников,
С.В. Гладышев, Д.В. Шустов и др. // Геология и разработка месторождений. - 2012. - № 3. -С. 29-33.
5. Белоусов Г. А. Геолого-физическая характеристика проницаемых (поглощающих) пластов / Г.А. Белоусов и др. // Бурение глубоких разведочных скважин в осложненных условиях Нижнего Поволжья: сб. науч. тр. -М.: ИГиРГИ, 1976. - С. 44-49.
6. Потапов А.Г. К вопросу применения технологии обхода зон катастрофического поглощения на Тенгизском месторождении / А.Г. Потапов, Р.Е. Багиров, ГА. Белоусов
и др. // Геология, разведка и разработка месторождений углеводородов Прикаспийской впадины и обрамления: сб. науч. тр. -Волгоград: Волгоград НИПИ нефть, 1992. -С. 127-132.
7. Али А. Х. А. Моделирование механических свойств геологической среды как средство расшифровки напряжений в горных породах / Анвар Хусен Акбар Али, Тим Браун, Роджер Дельгано и др. // Нефтегазовое обозрение. -2005. - С. 4-23.
8. Тимурзиев А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический
и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью): автореф. дис. ... д-ра геол.-мин. наук / А.И. Тимурзиев. - М.: МГУ им. М.В. Ломоносова, 2009. - 40 с.
9. Потапов А.Г. К вопросу о геомеханическом моделировании при бурении скважин /
А.Г. Потапов, О.А. Бельский, О.А. Потапов // Вести газовой науки: Проблемы разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - № 4 (20). -С. 69-74.
№ 3 (23) / 2015
VGN-3-23-2015-v24.indd 23
21.08.2015 9:59:29
