Анализ геологических осложнений в надпродуктивных отложениях на Астраханском ГКМ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Анализ геологических осложнений в надпродуктивных отложениях на Астраханском ГКМ

Хайловский В.Н.

Беляев С.Н.

Игнатова Н.М.

Родионовская Т.С.

Геологическое строение надпродуктивной толщи на АГКМ осложнено солянокупольной тектоникой, наличием в кунгурских отложениях рапоносных линз и филипповского горизонта с АВПД, неустойчивыми терригенными надсолевыми породами. Процесс строительства эксплуатационных скважин сопровождается целым рядом геологических осложнений, таких как рапопроявления, смятия обсадных колонн, поглощения, прихваты, нефтегазопроявления и др. Поэтому необходимо обосновано подходить к выбору местоположения, конструкции и проводки скважины, проводить мониторинг герметичности конструкции скважин, так как техническое состояние скважин - это основа реального ресурса их работы.[2] тектоника пластовый месторождение порода

Проведен анализ геологических осложнений в надпродуктивных отложениях по всему фонду эксплуатационных скважин Астраханского ГКМ. Сделаны выводы о зависимости характера и количества осложнений от геоструктурного расположения (свод, склон, мульда) скважины.

Ключевые слова: осложнения, солевые отложения, рапопроявления, поглощения, прихваты, обвалы, смятие обсадных колонн, течение солей.

ANALYSIS OF GEOLOGICAL COMPLICATIONS IN ABOVE PAY HORIZON FORMATIONS OF THE ASTRAKHAN GAS CONDENSATE FIELD

Geological structure of above pay horizon formations on the Astrakhan gas condensate field is complicated by salt dome tectonics, presence of brine-bearing lenses in Kungurian sediments and Filippovsky horizon with abnormally high pore pressure and unstable oversalt terrigenous rocks. The process of wells construction is followed by a number of geological complications such as brine-shows, casing string, absorption, sticking, oil and gas shows and others. Therefore it is necessary to be justified in selection of well location, well design and hole drilling, monitor wells pressure integrity, because the well integrity is the base of its work. [2]

The analysis of geological complications of above pay horizon formations of all operating wells of Astrakhan gas condensate field is carried out. Conclusions on the dependence of nature and number of complications from geostructural location of wells (dome fold, slope, mould) are drawn.

Keywords: complications, salt deposits, brine-shows, absorption, sticking, landslides, casing string, salt flowage.

Эксплуатация Астраханского газоконденсатного месторождения осуществляется в сложных горно-геологических условиях (аномально высокие пластовые давления и температура, высокое содержание сероводорода и углекислого газа, наличие межколонных давлений и др.).

Наличие в разрезе Астраханского газоконденсатного месторождения мощной соленосной толщи кунгурского возраста, разделяющей его на надсолевой и подсолевой структурно-формационные комплексы, предопределило сложность геологического строения, термобарического и гидродинамического режимов, несовместимость условий бурения, развитие геологических осложнений.[1]

В процессе строительства скважин на АГКМ осложнения геологического характера отмечаются во всех трех структурных комплексах:

Надсолевой комплекс:

- газоводопроявления из четвертичных отложений, связанные с локальными газовыми залежами апшеронских песчаников;

- интенсивное кавернообразование и осыпание стенок скважин в интервалах залегания палеогеновых и пермо-триасовых глин;

- поглощение бурового раствора в песчаниках мела, юры, верхней перми и триаса;

- нефтегазопроявления из отложений верхнейперми-триаса. [3]

Солевой комплекс

Солевой комплекс является основным препятствием на пути к перспективным на углеводородное сырье подсолевым отложениям. Высокая напряженность горных пород (образование соляных куполов), свойственная районам тектонической деятельности, каковой является Прикаспийская впадина, и в том числе Астраханский свод, создает условия для проявления негативных изменений в толще солей при образовании горной выработки. Неоднородность внутреннего строения соленосной толщи (наличие в ней пластов высоко растворимых калийно-магниевых солей, рапонасыщенных пластов с АВПД, текучих вязких межсолевых глин) и нарушение гидродинамического равновесия между массивом горных пород и выработкой, инициируют следующие инженерно-геологические процессы:

- упруго-пластичное течение солей и межсолевых глин, приводящее к сужению ствола, деформациям и смятию обсадных колонн;

- интенсивное каверно-, желообразование при наличии калийно-магниевых солей и насыщение промывочного раствора указанными солями;

- рапопроявления с АВПД (с градиентами пластового давления до 2,23 МПа/100 м) более чем в 50 скважинах;

- поглощение бурового раствора в кепроке и филипповских отложениях при превышении плотности бурового раствора более 2000 кг/м³;

- нефтегазопроявления из филипповского горизонта с АВПД, превышающими пластовые в основной залежи с коэффициентами аномальности 1,7-1,9. [6]

Подсолевой комплекс

- поглощения (иногда катастрофические) бурового раствора в продуктивном башкирском горизонте и девонском комплексе отложений (скв. Девонские 1, 2, 3);

- водопроявления из продуктивной толщи и девонских отложений (скв. № 4А, 601, Правобережная 1, 1 Табаковская).

В пределах Астраханского свода, исходя из практики бурения, основным критерием при выборе конструкции скважины является глубина погружения и мощность соленосной толщи, а также величина градиента пластового давления.[4]

Интенсивное кавернобразование, осыпание и обвалы глинистых пород отмечаются в миоценовых и триасовых отложениях при плотности бурового раствора 1240-1260 кг/м³, где мощность этих отложений превышает 1500 м. Неустойчивые интервалы пород являются причинами прихватов, затяжек, посадок бурильного инструмента, частых проработок ствола скважин. Данный вид осложнений обусловлен минералогическим составом и структурными особенностями глинистых пород (высокой степенью дисперсности, способностью к набуханию ввиду, преобладания в составе минералов типа монтмориллонит-гидрослюда). В результате проявления адсорбционных свойств глин, происходит снижение их механической прочности, а скорость набухания зависит от водоотдачи промывочной жидкости, степени и глубины их увлажнения. Нарушение устойчивости стенок скважины приводит к образованию большого количества шламового материала с размерами частиц от 0,2 до 2,0 см. Для стабилизации структуры глин эффективным способом борьбы является ингибирование бурового раствора с обработкой его хлористым калием и известью. [5]

При вскрытии высокопроницаемых меловых, юрских, пермо-триасовых песчаников наблюдаются поглощения бурового раствора и нефтегазопроявления. Нефтегазопроявлениясвязаны с локальными залежами верхней перми или триаса. Для их ликвидации плотность бурового раствора увеличивают от 1800 до 2000 кг/м³.

Кроме того, при достаточно большой крутизне склонов (70 - 80°) надсолевых отложений вблизи соляных куполов отмечаются желобо-, кавернообразование при бурении верхнепермских отложений. Последние отмечаются и при наличии в соленосной толще высоко растворимых калийно-магниевых солей.

Наиболее часто при проходке соленосной толщи отмечаются рапопроявления с АВПД, деформации и смятие обсадных колонн, сужение ствола. Данный вид осложнений обусловлен нарушением целостности и геодинамического состояния массива горных пород при вскрытии его скважиной, возникновением дисбаланса внутренних напряжений, горного давления и внешних нагрузок, изменением условий среды и термобарических условий, состоянием и физико-механическими свойствами солей и межсолевых пород.[8]

В ненарушенном массиве хемогенных пород деформационно-прочностные свойства каменной соли формируются в условиях седиментационно-гравитационного уплотнений в изменяющейся барогидротермической и химической средах. До вскрытия ее скважиной соль обладает определенными упругими свойствами. При вскрытии соляного массива изменяются условия и среда существования каменной соли на контакте с горной выработкой. В результате дисбаланса горного давления и изменения температуры возникают условия, при которых соль из упругого состояния может перейти в пластичное. Процессы усугубляются пониженной прочностью каменной соли, обусловленной строительством подземных емкостей; наличием примесей глин, явлением адсорбции (при взаимодействии соли с буровым раствором на водной основе); проявившимся соляным тектогенезом.[7]

Особенно актуальной при строительстве скважин является проблема рапопроявлений. Рапопроявляющие горизонты с АВПД (градиенты от 1,7 до 2,23 МПа/100 м) и дебитами от первых десятков до 1500 м³/сут.

Анализ геологических осложнений полученных при бурении скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении сведен в сводные таблицы (таб. 1 - 7).

Таблица 1 - Сводная таблица осложнений при бурении скважин на соляных куполах, включая надсолевые и подсолевые отложения

Таблица 2 - Сводная таблица осложнений при бурении скважин в мульдах

Таблица 3 - Сводная таблица осложнений при бурении скважин по солевым отложениям при различной плотности бурового раствора

Таблица 4 - Поинтервальная таблица осложнений при бурении скважин по солевым отложениям на АГКМ

Таблица 5 - Сводная таблица осложнений по стратиграфическим подразделениям

Таблица 6 - Сводная таблица осложнений при бурении скважин по сводовой и склоновой частям солевых отложений

Таблица 7 - Влияние сводовой и склоновой частей солевых отложений в подсолевых горизонтах

Исходя из вышеизложенного, можно сделать следующие выводы:

1. Преобладающее число осложнений, в скважинах пробуренных в соляных куполах, приходится на Айдикский и Сары-Сорский купола 22,9% и 20,8% соответственно.

2. В мульдовых скважинах основное число осложнений приходится на Ширяевскую мульду 72,1%. Окружающие ее купола имеют почти вертикальные склоны.

3. Наибольшим количеством осложнений в солевых отложениях (38,1%) сопровождалось бурение на глинистом растворе плотностью от 1,2 до 1,7 гр/см³, наименьшим при плотности более 1,9 гр/см³ - 26,8%.

4. Превалирующее число осложнений в солевых отложениях приходится на интервал глубин 3000 - 3850 м (75,9%).

5. Среди стратиграфических подразделений на иреньского горизонта кунгура приходится больше половины (55,8%) всех осложнений.

6. Основное число осложнений в солевых отложениях приурочено к склоновой части (71%).

7. В подсолевых отложениях, распложенных под сводами соляных куполов, наблюдается больше осложнений (Р1k f - 14,6%; Р1s-ar - 17,1%; С2b - 13,4%), чем в мульдах (Р1k f - 4,9%; Р1s-ar - 9,8%; С2b - 8,5%) и склонах (Р1k f - 7,3%; Р1s-ar - 13,4%; С2b - 11%).

8. Солевые отложения оказывают большое влияние на состояние пород нижележащих горизонтов.

Литература

1. Александров Б.Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. М.: Недра, 1987.

2. Дополнение к Проекту разработки Астраханского газоконденсатного месторождения с коррективами показателей разработки на период 2007-2019 гг., часть 3. Строительство скважин, Московск. обл., 2007.

3. Зорина А.П. Диссертация «Эколого-геологическое обоснование прогноза и предупреждения рапопроявлений в Прикаспийской впадине», Волгоград, 2001.

4. Методика контроля технического состояния эксплуатационных скважин. ОАО «Газпром», ООО «ВНИИГАЗ», 2000.

5. Проект по эксплуатации скважин с межколонными давлениями на Астраханском ГКМ. ООО «Астраханьгазпром». Астрахань 2005 г.

6. Ушивцева Л. Ф. Диссертация «Инженерно-геологические особенности соляных массивов и их влияние на процесс освоения недр юго-западной части прикаспийской впадины», Астрахань, 2004.

Размещено на Allbest.ru