1349

Таблица 1 . 1 0

Сравнение обменной емкости (Е) горных пород тульского горизонта и суббентонитовых глин

Таблица 1 . 1 1

Состав и показатели свойств буровых растворов

33

33

Окончание табл. 1 . 1 1

Данными, подтверждающими протекание процессов набухания в сочетании с закупоркой коллекторов твердой фазой и проявлением эффектов фазовой проницаемости, являются низкие дебиты скважин, равные 4–6 т/сут, получаемые при вскрытии тульского горизонта с промывкой пресными буровыми растворами при величинах показателей фильтрации (8–12) · 10–6 м3. Вскрытие открытым забоем с промывкой ИЭР того же продуктивного пласта видентичныхусловияхпозволилополучатьдебит20 т/сут[7].

На протекание процессов ионного обмена будет оказывать влияние соотношение засоленностей пород продуктивного пласта и бурового раствора. В связи с этим изучена засоленность пород тульского горизонта. Установлено, что она не превышает 1 % (табл. 1.12).

34

Примечание: скважины пробурены долотами диаметром 190 мм.

и доходят до 0,76 м и более. Размер отдельных каверн превышает разрешающую способность современных каверномеров. Основное число каверн – диаметром до 0,5 до 91,45 м. Каверны диаметром 0,76 м и более приурочены в основном к верейскому, тульскому, бобриковскому, малиновскому и турнейскому горизонтам (табл. 1.15).

Приведенный анализ осложнений, связанных с буровыми растворами, показывает, что ранее применяемые буровые растворы не предупреждали нарушения целостности стволов скважин.

1.1.2. Исследование влияния пластовых вод и горных пород на состав фильтрата бурового раствора

Знание минерализации пластовых вод и содержания солей в горных породах в сочетании с проведением комплекса экспериментальных исследований позволяет с определенной достоверностью предсказать их влияние на буровой раствор. Однако при этом могут быть допущены ошибки, связанные как с моделированием процесса, так и с определением интенсивности поступления солей в буровой раствор и др. В связи с этим по-

38

ставлен промысловый эксперимент, позволяющий оценить количество поступающих в скважину солей пластовых вод и горных пород, а также влияние их на состав фильтрата бурового раствора. Постановка данного эксперимента необходима и потому, что состав фильтрата бурового раствора существенно изменяется с глубиной ввиду разбавления циркулирующего раствора водами различной минерализации.

Контроль за изменением с глубиной минерализации фильтрата бурового раствора осуществляли по результатам химического анализа проб, отбираемых в процессе бурения скважин. Было исследовано 1010 проб бурового раствора из 35 скважин. Во всех скважинах, где проводился эксперимент, выполняли общепринятые технологические мероприятия по предупреждению притока пластовых вод (в частности, плотность бурового раствора обеспечивала превышение гидростатического давления над пластовым на 5–15 %) и осуществляли долив скважин.

Исследованиями было установлено, что в процессе бурения и промывки пресным раствором содержание катионов кальция и магния в фильтрате вскважинах Мазунинского, Кокуйского и других месторождений на Башкирскомсводеколеблетсяот1,6 до5,9 ммоль/л(рис. 1.3).

Рис. 1.3. Изменение содержания катионов кальция и магния в фильтрате эмульсионного глинисто-карбонатного раствора:

I – по скважинам Мазунинского месторождения;

II– по скважинам Кокуйского месторождения

Вмомент перехода на бурение с промывкой раствором жесткость фильтрата карбонатной суспензии составляет 25–40 ммоль/л и реже 90 ммоль/л. Последняя в основном характерна для Кокуйского месторождения. Снижение жесткости фильтрата бурового раствора осуществляли карбонатом натрия при сравнительно небольшом его расходе (8–10 кг на 1 м проходки). По всем скважинам, пробуренным с промывкой буровыми растворами

39

39

извыбуренныхпород, наблюдаетсяповышениеплотностирастворасглубиной

всвязи с переходом шлама в раствор. Аналогичный характер изменения содержания ионов вфильтрате глинисто-карбонатного раствора с глубиной наблюдается по скважинам №47 и 14 Тартинского и №110 Батырбайского месторождений Башкирского свода (табл. 1.16). В первых двух скважинах отмечается незначительное повышение минерализации фильтрата бурового раствора с глубиной, а в последней минерализация осталась неизменной смомента переходанабурение с промывкой раствором. Состав ионов в фильтрате бурового раствора вобщем повторяет их состав в пластовой воде. В коли- чественномотношениисодержаниеионоввфильтратев20–40 разменьше, чем

впластовойводе.

Таким образом, постепенное снижение содержания катионов в фильтрате буровогорастворасглубинойинезначительноеихколебание(6–10 ммоль/л) указываютнавозможностьбуренияскважинспромывкойпреснымирастворами.

Существенные (от 10 до 25 ммоль/л) изменения состава фильтрата с глубиной происходят в скважинах Тулвинского месторождения при попытке бурения их с промывкой пресным раствором (рис. 1.4). Колебания уровня минерализации обусловлены обработкой раствора карбоната натрия добавками пресного раствора и его осолонением в результате притока пластовых вод и попадания горных пород. Несмотря на значительный расход карбоната натрия (31,8 кг на 1 м проходки), сохранить буровые растворы пресными (Ж ≤ 6 ммоль/л) не удается.

Кроме Тулвинского, к числу месторождений, на которых наблюдается указанная закономерность изменения жесткости фильтрата, следует отнести Куединское, Красноярское, Гондыревское, Юрчукское, Чашкинское, Андреевское, Гежское и др. В [9] отмечается, что осолонение раствора обусловлено высокой минерализацией пластовых вод этих месторождений. Однако, как показали наши исследования, общая минерализация пластовых вод по одноименным стратиграфическим горизонтам рассматриваемых месторождений ниже, чем на тех, которые успешно бурятся с промывкой пресными растворами (табл. 1.17).

Так, минерализация пластовых вод в одноименных горизонтах Мазунинского месторождения выше, чем Куединского, тем не менее бурение скважин на первом месторождении успешно осуществляется с промывкой пресным раствором, а на втором это сделать не представляется возможным. По-видимому, на солесодержание бурового раствора значительно большее влияние оказывают гидродинамическая характеристика водоносных горизонтов и химический состав выбуренных горных пород, чем

40