Причины возникновения аномальных пластовых давлений, их прявление в процессе бурения

- повышение пластовой плотности по сравнению с гидростатическим в ряде случаев может быть обусловлено тектоническими силами, приведшими к росту складок после формирования залежей и в связи с этим к уменьшению глубины залегания нефтенасосных пластов, сохранивших первоначальное пластовое давление. Аномально повышенное давление может быть также следствием связи данного пласта по тектоническим трещинам с нижележащим газоносным пластом, обладающим высоким пластовым давлением. Наконец, АВПД может быть вызвано большой высотой газовой залежи, т.к. давление во всей залежи определяется в основном величиной пластового давления в зоне контакта газ-вода. Если, например, газоводяной контакт залегает на глубине 1500 м и наивысшая точка газоносного пласта расположена на глубине 1000 м, то в сводовой части залежи пластовое давление будет превышать гидростатическое в 1,5 раза. При бурении АВПД проявляется по следующим признакам:

-резкое увеличение скорости проходки ствола в глинистых породах при неизменном режиме бурения

-постепенное снижение, а затем резкое повышение Т из скв. бур. р-р

-увеличение бур. р-ра в емкостях в результате поступления

-снижение объема доливаемого р-ра по сравнению с объемом извлеченных из скв. труб при подъеме инструмента

АНПД приурочиваются в верхней части разрезов воздымающихся регионов, где пласты подвергнуты физическому и химическому выветриванию, размыты и переотложены в пониженные участки земной коры. Область прогибания часто вовлекается в воздымание, и верхняя часть разреза подвергается размыву. Разгрузка пород от геостатического давления приводит к расширению их пустотного пространства за счет деформаций скелета. По указанным причинам давл. в верхней части разреза могут установиться аномально низкими. Вследствие того, что насыщающие поры пород воды имеют низкую сжимаемость, упругое увеличение объема скелета и пор породы сопровождаются резким снижением пластового давления, если пласты имеют слабую гидродинамическую связь с областью разгрузки или выше-и ниже нележащими породами. Снижение Т также способствует возникновению АНПД.

Вскрытие пластов с АНПД.

Пены

Вскрытие пластов с АВПД

В ряде случаев до вскрытия продуктивных горизонтов, при наличии в разрезе пластов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) или непрочных пород, скважины бурят с промывкой забоя буровыми растворами повышенной плотности. Вскрытие объекта с использованием указанных растворов часто сопровождается их поглощением трещиноватыми коллекторами. Освоение таких скважин затрудняется, а иногда заканчивается безрезультатно. Для успешного вскрытия, а затем освоения таких объектов, плотность буровых растворов должна быть по возможности минимальной. В рассматриваемых случаях вскрытие продук­тивных пластов возможно только при условии предварительного перекрытия всего разреза до их кровли промежуточной обсадной колонной, при этом эксплуатацион­ная колонна может быть либо сплошной, либо представлена хвостовиком и промежуточной колонной. Если породы продуктивных горизонтов весьма устойчивы, скважины могут эксплуатироваться и без крепления обсадной колонной. Задача предотвращения загрязнения продукт.пласта с АВПД – это поддержание в период разбуривания пласта минималного положительного дифферициального давления.

7Обоснование параметров бур.р-в (увеличение скорости бурения, качественное вскрытие п/п, предупреж-е осложнений)Для повышения скорости бурения плотность, вязкость, содерж-е тв.фазы “песка” должно быть минимум; ПФ=4-6 см².Плотность должна быть:

Р_г.с.=1,1-1,15 Р_пл(до 1200м.) не более 1,5 МПа;

Р_г.с.=1,05-1,1 Р_пл(до 2500м.);

Р_г.с.=1,04-1,07 Р_пл(>2500м.) не более 3,5 МПа;

Для РУО проектируется термостойкость, водосодержание, глиноемкость, температурные вспышки в открытом тигле, энергостабильность.

Выбор параметров промывочной жидкости определяется их функциями, важнейшими из которых являются создание противодавления на проходимые породы, очистка забоя от частиц шлама и вынос их на дневную поверхность. С этой точки зрения наиболее важными свойствами жидкостей, применяемых в бурении, являются их плотность, реологические и фильтрационные параметры. В ряде случаев, например, при проходке многолетнемерзлых пород (ММП) необходимо учитывать (регулировать) и теплофизические параметры промывочных жидкостей.
Величины параметров промывочной жидкости устанавливается применительно к особенностям каждой разбуриваемой геологической свиты и указываются в геолого-техническом наряде.
Изменение параметров промывочной жидкости в процессе бурения каждой скважины тщательно контролируется. С этой целью организуется переносная лаборатория с комплектом необходимых приборов на каждой скважине либо стационарная лаборатория на предприятии, либо передвижная лаборатория на автомашине. Все замеры регистрируются в специальных журналах как непосредственно на буровых, так и в стационарной лаборатории.Наиболее часто для этой цели предлагаются облегченные промывочные жидкости на углеводородной основе, преимущество которых заключается в практически ничтожной фильтрации в пористые среды. Такие растворы невосприимчивы к внешним факторам, не оказывают отрицательного влияния на глинистые отложения. Опыт их применения для глушения скважин показал, что естественная проницаемость призабойной зоны сохраняется, а сроки освоения скважин после ремонта снижаются до минимума.
Значительное внимание должно быть уделено регулированию параметров промывочной жидкости. Перед спуском обсадной колонны, а затем после него вязкость промывочной жидкости, предельное и статическое напряжения сдвига 6 должны быть минимальными, но исключающими выпадение утяжелителя в осадок.
С учетом этих результатов проектировщик должен обосновать параметры промывочной жидкости для вскрытия пласта и проведение ремонтных работ на любой стадии разработки газовых и газонефтяных месторождений.
Параметры режима бурения, в том числе и параметры промывочной жидкости или циркулирующей среды, влияют на условия разрушения породы в зависимости от глубины и, следовательно, влияют на характер кривой проходки.При забойных температурах в пределах 100 - 120 С эффективным средством регулирования параметров промывочной жидкости является КМЦ-350, выпуск которой освоен отечественной промышленностью. С, расход этого реагента значительно увеличивается, а эффективность его стабилизирующего действия резко снижается.