Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

на. Следовательно, при совершенствовании и создании буровых растворов и методов их химической обработки должны быть учтены два фактора: большое содержание в пластовой воде двухвалентных катионов и повышенная гидропроводность ряда водоносных горизонтов.

Нефтегазоносность, пластовые давления и влияние их на выбор состава и свойств бурового раствора

Промышленные залежи нефти установлены в живетском ярусе, пашийском и кыновском горизонтах франского яруса и турнейском ярусе девонской системы, яснополянском и серпуховском надгоризонтах визейского яруса, намюрском и башкирском ярусах, верейском и каширском горизонтах московского яруса каменноугольных отложений, в сакмарском и артинском ярусах пермских отложений. Плотность нефтей Пермского края изменяется в широких пределах: от 800 кг/м3 для легкой нефти и до 920 кг/м3 для тяжелых смолистых нефтей. Нефти северных и отдельных центральных месторождений Пермского края (например, Ординского) имеют плотность 800 кг/м3, большое содержание парафина – до 8 %, низкое содержание смол и асфальтенов – 4–5 %, реже до 8–10 %. Нефти центральных районов Пермского края характеризуются повышенной плотностью – до 870 кг/м3, значительным содержанием смол и асфальтенов – до 15 % и парафина – до 5 %, повышенным содержанием серы – до 1,5–3,0 %.

Нефти южных и юго-западных районов Пермского края имеют высокую плотность – до 920 кг/м3, большое содержание смол и асфальтенов – до 30 % и относительно низкое содержание парафина.

В нефтях Урало-Поволжья практически повсеместно содержится сера. Так, в нефтях всех продуктивных пластов Пермского края массовая доля серы составляет 1,15–3,02 % (табл. 1.5). Повышенное содержание серы в нефтях, а в ряде залежей и сероводорода, не позволяет производить вызов их притока путем аэрации ввиду возможности образования пирофорных соединений [5].

Газовые шапки нефтяных залежей установлены в яснополянском надгоризонте визейского яруса, намюрском и башкирском ярусах, верейском и каширском горизонтах московского яруса каменноугольных отложений и сакмарском ярусе пермских отложений.

Большинство структурных элементов Пермского Прикамья имеют в разрезе 3–5 нефтегазоносных залежей, приуроченных к различным глубинам с различными пластовыми давлениями. Первоначальные градиенты

22

Таблица 1 . 6

Текущие пластовые давления в продуктивных горизонтах по основным месторождениям Пермского Прикамья

«скважина – пласт», составляла 913–1094 кг/м3 (табл. 1.7), в том числе по 13 площадям находилось в пределах 913–1000 кг/м3, по 8 – в пределах 1000–1050 кг/м3 и по 2 – в пределах 1050–1150 кг/м3. Определены требуемые величины плотностей буровых растворов для этих площадей (см. табл. 1.7). Сравнение фактических и расчетных величин плотностей показало, что ранее применяемые буровые растворы имели практически повсеместно завышенные значения.

24

Наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают породы серпуховского надгоризонта (K = 30 %, Kпр = 2,2 мкм2). Коллекторские свойства терригенных отложений Пермского края наиболее полно изучены по тульскому и бобриковскому пластам яснополянского надгоризонта. Для получения их характеристик нами были обобщены результаты исследований коллекторских свойств яснополянского надгоризонта по 11 месторождениям, рассредоточенным по всему Пермскому Прикамью (табл. 1.9). При анализе были использованы материалы КО ВНИГНИ и ПермНИПИнефть. Коллекторы-песчаники и алевролиты в основной массе имеют глинистый цемент порового (пленочно-порового, контактово-порового) типа. В лучших коллекторах цемент скудный, и цементация нередко осуществляется за счет соприкосновения уплотнения и частичной регенерации кварцевых зерен.

Используя результаты П.П. Горбунова и В.А. Светлова по комплексному геохимико-минералогическому исследованию терригенных пород Пермского края, С.Д. Сумароков предложил схему распространения доминирующих глинистых минералов в нижне- и среднекаменноугольных отложениях Пермского края (рис. 1.2). В продуктивных горизонтах присутствуют все типы глин: гидрослюдистая, каолинитовая и монтмориллонитовая. Максимальное отрицательное влияние фильтрата на проницаемость пласта следует ожидать при наличии монтмориллового цемента.

Ниже на примере тульского горизонта Кокуйского месторождения рассмотрено влияние его строения на проектирование состава бурового раствора для первичного вскрытия. Тульский горизонт сложен песчаниками и алевролитами. Песчаники кварцевые, мелкозернистые; массовая доля мелкопесчаной фракции не превышает 77,3 %. Характерна алевролитовая примесь до 25,3 %. Песчаники сцементированы глинистым материалом типа гидрослюды или смешаннослойными образованиями с пиритом и углистым веществом, а также вторичным кварцем. Тип цемента чаще пле- ночно-поровый, иногда регенерационный.

Породы тульского горизонта обладают низкими коллекторскими свойствами, ихпористостьсоставляет13–16,5 %, проницаемость– 0,013–0,041 мкм2. Обменная емкость пород тульского горизонта, определенная по 10 образцам горных пород, отобранных из скважин № 119, 123, 161, 38, 40, 148, 2038, со- ставляет2,4–18,02 ммоль/100 гглины(табл. 1.10).

Изучена набухаемость образцов керна тульского горизонта в дистиллированной воде, фильтратах пресного глинистого раствора на основе калийсодержащих отходов и хлоркальциевого бурового раствора, а также

28

Таблица 1 . 9

Характеристика терригенных коллекторов Пермского края