RU2692389C1 - Способ локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн - Google Patents
Способ локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн Download PDFInfo
- Publication number
- RU2692389C1 RU2692389C1 RU2018133183A RU2018133183A RU2692389C1 RU 2692389 C1 RU2692389 C1 RU 2692389C1 RU 2018133183 A RU2018133183 A RU 2018133183A RU 2018133183 A RU2018133183 A RU 2018133183A RU 2692389 C1 RU2692389 C1 RU 2692389C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- salt
- well
- local
- rock
- salts
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 88
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 23
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 17
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 17
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 abstract description 49
- 239000010442 halite Substances 0.000 abstract description 19
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 5
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 5
- 239000011591 potassium Substances 0.000 abstract description 5
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 17
- PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K magnesium;potassium;trichloride;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-].[Cl-].[K+] PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical class [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 230000002427 irreversible effect Effects 0.000 description 4
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M potassium benzoate Chemical compound [K+].[O-]C(=O)C1=CC=CC=C1 XAEFZNCEHLXOMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- 229910052925 anhydrite Inorganic materials 0.000 description 2
- OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L calcium sulfate Chemical compound [Ca+2].[O-]S([O-])(=O)=O OSGAYBCDTDRGGQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 229940072033 potash Drugs 0.000 description 2
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Substances [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000015320 potassium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 2
- 238000001314 profilometry Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000003090 exacerbative effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000005843 halogen group Chemical group 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000009885 systemic effect Effects 0.000 description 1
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к прогнозу локального интервала возможной поперечной деформации обсадных колонн в солесодержащей части геологического разреза. Техническим результатом является технологическая надежность выполненных работ по бурению скважин и последующей разработки залежи нефти и газа в подсолевых отложениях юга Сибирской платформы. Сущность изобретения: выявление в геологическом разрезе, вскрытом скважиной, реологически неустойчивых пластов калийных солей в основании или средней части локального соленосного пласта галита, выше и ниже перекрытого прослоями доломитов, и отнесение общего интервала вскрытых скважиной калийных и каменной солей в потенциально опасную зону вероятного смятия обсадных колонн. 1 табл., 2 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно к прогнозу локального интервала возможной поперечной деформации обсадных колонн в солесодержащей части геологического разреза.
Основной из проблем, возникающих при строительстве и эксплуатации скважин в условиях распространения водорастворимых солей, является смятие обсадных колонн вследствие поперечной пластической деформации «текучей» натриевой каменной соли (галит) и других солей с содержанием магния и калия (сильвинит, карналлит, бишофит). При снижении гидростатического давления в скважине после цементирования обсадных колонн зачастую отмечается явление их смятия. Расчетное значение давления смятия колонн практически равняется геостатическому.
Известен способ прогнозирования смятия обсадных колонн в скважинах в зоне пластической деформации солей (Патент SU 1399458, кл. Е21В 47/00, 1986). Данный способ описывает возможность прогнозирования смятия обсадных колонн путем установки постоянных реперов возле устьев скважин, при эксплуатации которых по изменению положения меток оценивают соотношение величин геостатического давления и экспериментального критического давления текучести пород, далее делают прогноз деформации пород и смятия обсадных колонн.
Данный способ имеет недостаток, связанный с тем, что он не может быть в полной мере применен в условиях распространения соленосных толщ (например, юг Сибирской платформы). Это обусловлено делением геологического разреза древнего солеродного бассейна на надсолевую, солевую и подсолевую толщи, с резко дифференцированными горно-геологическими условиями бурения глубоких скважин, а также наличием соляной тектоники, связанной со сложными геологическими (геодинамическими) процессами. Суммарная мощность пластов каменной соли - галита (натриевые соли) в галогенно-карбонатной толще нижнего кембрия с учетом интенсивного чередования с пропластками доломитов достигает 900-1000 м в осевых частях антиклинальных валов (Дубровин М.А. Соляная тектоника Верхне-Ленской впадины Сибирской платформы. Новосибирск. Наука, 1979). Отдельные пласты галита имеют мощность 32-40 м, и нередко в основании, либо в средней части этих пластов наблюдаются пропластки калийных солей -карналлита, сильвинита (фиг. 1). Пластическая деформация солей в данном случае может наблюдаться не только в процессе эксплуатации скважины, но и при ее бурении, а также и непосредственно после ее крепления обсадной колонной. При этом пластическая деформация может развиваться как непрерывно во времени, так и останавливаться по прошествии некоторого промежутка времени. Условия, при которых развиваются длительные необратимые пластические деформации, описаны в представленной заявке ниже.
В патенте SU 1224400 А1, 15.04.1986, SU 1476113, 30.04.1989 а также в «Гроховский Л.М., Гроховская М.А. Поиски и разведка месторождений минеральных солей, Недра - Москва, 1980 - 164 с.» указывается, что вся толща солей способна подвергаться пластической деформации. Однако в условиях юга Сибирской платформы соленосная толща кембрия может достигать 1000 м, а отдельные соленосные свиты - 450-550 м. Практика бурения и крепления глубоких скважин нефтяного ряда говорит об обратном: деформации солей и связанные с этим явлением смятия обсадных колонн имеют место не более чем в 5% скважин и при этом интервалы смятия весьма локальны.
На основе опыта строительства скважин на нефть и газ установлено, что в реальных условиях смятие колонн возникает в отдельных локальных интервалах только при наличии дополнительных условий, часть из которых описывается в патенте SU №1224400. Действительно, практика бурения и крепления скважин на калийные соли, на нефть и газ в пределах Сибирской платформы свидетельствует в пользу непостоянного и закономерно локализованного смятия обсадных колонн в определенных геологически обусловленных интервалах разреза галогенной толщи, а опережающее выявление таких интервалов и является задачей данного изобретения. Выполнение же прогноза в соответствии с изобретением по патенту №1224400 предполагает охват всей толщи солей и ее отнесение к потенциально опасным, без выделения локальных зон и требует значительного времени, т.е. занимает длительный период, поскольку основан на предварительном отборе и изучении физико-механических свойств керна пород из потенциально опасной зоны.
В вышеприведенных аналогах есть существенный недостаток, связанный с отсутствием возможности проведения в оперативном режиме локального прогноза с выделением локального пропластка солей толщиной от 1-3 м до 30-40 м и более, который может быть максимально опасным для смятия обсадных колонн. Ведь в вышеперечисленных источниках потенциально опасным интервалом является вся толща солей, которая в условиях юга Сибирской платформы может достигать 900-1000 м.
Наиболее близким к заявляемому относится способ выявления интервалов пластической деформации соли в разрезе скважин (Патент РФ №2249688, 2003 (прототип). Данный способ позволяет выявить интервалы каменной соли, склонной к пластической деформации анализом результатов профилеметрии ствола скважины до и после гидродинамических воздействий на соленосную толщу. По величине уменьшения диаметра скважины в интервалах каменных солей судят о наличии потенциально опасных зон для смятия обсадных колонн (ОК) после крепления скважины.
Данный способ имеет недостаток, связанный с тем, что не может быть в полной мере применен в условиях распространения соленосных толщ (например, юг Сибирской платформы). Алгоритм действий по прототипу предполагает дополнительное время на ожидание проявления деформаций солей в условиях открытого ствола скважины, и уже на этом основании - принятие решения о потенциально опасном участке вскрытого геологического разреза. Бурение на нефть и газ высокозатратно, и дополнительное время на ожидание не будет заложено в Проект, нормативную карту, а, следовательно - в Договор на строительство скважины. Соответственно в реальном бурении на нефть и газ возможно повторное проведение профилеметрии только в условиях простоя.
Кроме того, углубление скважины сопровождается проработками, и если компоновка низа бурильной колонны встречает сужения ствола, то такие участки открытого ствола настойчиво прорабатываются до свободного хождения бурильного инструмента.
По опыту шахтного строительства (п. Тыреть, солерудник), бурения более тысячи скважин на юге Сибирской платформы пластическая деформация каменной соли в процессе бурения скважин может не приводить к дальнейшему смятию обсадных колонн после ее цементирования (фиг. 1, скв. 5), так как после некоторого времени пластическая деформация солей прекращается. Чтобы наступили благоприятные условия для дальнейшей необратимой пластической деформации солей в скважине, необходим динамический импульс для всего массива соляной толщи пород (фиг. 1 скв. 1-4). Далее в Заявке охарактеризованы условия возникновения длительной необратимой пластической деформации каменной соли, которая может привести к смятию обсадных колонн. Одним из геолого-технических (тектонофизических) механизмов, импульсом может стать вскрытие забоем скважины толщи переслаивания галитовых и калийных солей, значимо различающихся по прочностным свойствам (табл. 1), а также структуре и текстуре отдельных пропластков галита, карналлита, сильвина.
По опыту бурения и крепления разгрузка напряжений горного массива в ствол скважины локализуется в интервале калийных пропластков благодаря кратно более низким значениям предела прочности при сжатии (табл. 1). Создание условий неустойчивости массива горных пород в области стенка «скважины - ствол» предопределяет перераспределение напряжений массива горных пород (Войтенко), которое «стартует» в приконтактной зоне галит - калийная соль. Соли (галит, карналлит и сильвинит) обладают различными пластичностями. Разные исследования дают разнообразные результаты по текучести солей. Так в книге Соннерфельд П. «Рассолы и эвапориты: Пер. с англ. - М.: Мир, 1988. - 480 с., на стр. 371, 3 абзац указано: «Захоронение под перекрывающей толщей солей, вес которой возрастает, увеличивает пластичность каменной соли и в меньшей степени ангидритов. Гипс не течет даже под давлением 4,15 ГПа. Галит становится пластичным, если мощность перекрывающих отложений достигает 12 км, сильвин 10 км и карналлит - 3 км». Т.е. в реальных геологических условиях соотношение горного давления Ркрит для галита и карналлита оценено как 1:4., или величина Ркрит для карналлита составляет 25% от критического давления (т.е начала пластической деформации) галита. На стр. 372 «В 1907 г. Буш провел детальные наблюдения и установил, что каменная соль проникает в пустоты, если мощность перекрывающей толщи достигает хотя бы 300 м, а карналлит и сильвин начинают проникать туда раньше»
В исследованиях (Д.С. Войтенко. Управление горным давлением при бурении скважин. - М.: Недра, 1985. - 181 с.) указывается, что увеличение влажности образцов каменной соли до значений 0,5% снижает их прочность практически в 2 раза. А дальнейшее увеличение влажности практически не влияет на прочность. Данные исследования показывают неоднородность свойств пластов каменной соли, а при наличии примесей других солей и минералов определение прочности необходимо выполнять в индивидуальном порядке, что не всегда возможно сделать оперативно при строительстве скважины.
Задачей заявленного способа является разработка эффективного алгоритма локального прогноза смятия обсадной колонны скважины для горно-геологических условий распространения соленосных толщ.
Технология бурения и крепления скважин всех назначений в интервале глубин средней, галогенно-карбонатной толщи нижнего кембрия имеет свою специфику, которая связана с геологическим строением и физико-механическими характеристиками соленосной толщи, залегающей в интервале глубин 600-1600 м на севере и 800-2400 м на юге солеродного/нефтегазоносного бассейна.
Одновременно с поисками нефти и газа на Сибирской платформе во второй половине 20 века выполнены значительные объемы поисковых и разведочных работ на калийные соли. Выявлен крупнейший в мире Непский калиеносный, преимущественно карналлитовый бассейн. Проявления калийной минерализации установлены также в Илгинском и Канско-Тасеевском бассейнах. Известно, что поярусное залегание на одной и той же территории, площади соленосных толщ и залежей углеводородов осложняет строительство глубоких скважин нефтяного ряда, обостряя требования к качеству крепления (Толкачев Г.М. и др., Применение магнезиальных цементов при креплении глубоких нефтяных скважин, Сборник научных трудов SWORLD, №3 том 14, 2013, С. 28-34). Основой для принятия технологических решений в бурении и креплении являются наши знания о деталях геологического строения разреза осадочного чехла. По литературным данным известно, что соленосные толщи потенциально опасны в аспекте смятия обсадных колонн. Однако практика строительства и эксплуатации горных выработок на Тыретском солеруднике показала, что стенки шахтных стволов и штолен, из которых ведут добычу пищевой и технической каменной соли устойчивы. Явлений пластического течения соли не наблюдается, либо они крайне редки и это скорее исключение, чем системное явление.
Значительный многолетний, полувековой опыт бурения более тысячи скважин на юге и в центральной части Сибирской платформы позволяет сделать базовый вывод о локализации опасных для смятия обсадных колонн участков с повышенной пластичностью солей, и увязать такие объекты конкретно с наличием калийных солей в соленосной толще чехла.
Бурение глубоких скважин в сложных горно-геологических условиях на нефтегазоносные горизонты, залегающие гипсометрически ниже соляной толщи по разрезу, реально происходит в условиях геологической неопределенности (есть ли пропластки калийных солей, где по разрезу они локализованы в галитовой толще, как распределены кристаллиты калийных минералов в галите в объеме толщи - в плане, как при этом меняются физико-механические свойства пропластка).
Наиболее реальный подход в практике бурения и крепления ствола глубокой скважины в интервале соленосной толщи, по мнению авторов, заключается в оперативном прогнозе интервала локализации калийных солей по данным промежуточного каротажа (ГИС) и основании этих данных - в экспертной оценке степени опасности потенциального смятия. Такой локальный прогноз может быть оперативно реализован по данным стандартного радиоактивного нейтронного гамма-каротажа (НГК), который выполняется перед спуском и креплением ОК в интервале открытого ствола.
Техническим результатом является технологическая надежность выполненных работ по бурению скважин и последующей разработки залежи нефти и газа в подсолевых отложениях юга Сибирской платформы.
Задача решается предлагаемым способом локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн, включающим бурение скважины, проведение геофизических исследований в открытом стволе, вскрывшем галогенно-карбонатную толщу, с выделением пластов, содержащих чередующиеся пропластки доломитов, каменной и калийной солей, характеризующихся повышенными показаниями по гамма-каротажу, отличающийся тем, что если в процессе проведения геофизических исследований скважины в средней части или подошве локального пласта каменной соли, перекрытого выше и ниже прослоями доломитов, установлено наличие пропластка калийных солей, то данное сочетание каменной и калийной солей интерпретируется как потенциально опасная локальная зона вероятного смятия обсадных колонн.
Основным критерием вывода о наличии этой зоны потенциального смятия ОК является подтвержденное данными ГИС (РК) присутствие одного или нескольких калийных пропластков в средней части либо нижней части пласта галита. Например, пропласток калийной соли толщиной 0,5-1,0 м под пластом каменной соли толщиной 40 м (фиг. 2). Выше и ниже пласты перекрыты прослоями доломитов. Таким образом, мы утверждаем, что только локальный интервал данных пластов толщиной 41 м в тысячеметровой толще солей является потенциально опасной зоной смятия - применительно к горно-геологическим условиям галогенно-карбонатной толщи Сибирской платформы.
Пласты калийных солей в геологическом разрезе осадочного чехла платформ являются реологически неустойчивыми, более склонными к пластическим деформациям, и более подвижными, чем каменная соль (табл. 1). При одновременном вскрытии бурением пластов каменной и калийных солей, более пластичные калийные соли деформируются, и начинают медленное пластическое «течение» в область ствола скважины. Этот процесс обычно продолжается и во время углубления ствола скважины в подсолевых отложениях. Далее вслед за калийными солями в образовавшиеся области разгрузки горного давления начинает свое «движение» и натриевая каменная соль (галит). После начала необратимой деформации массива каменных солей, его сдвижения, данный процесс на практике достаточно трудно остановить. Таким образом, локальный пласт натриевой каменной соли (галит) с пропластками либо вкраплениями калиевой соли - карналлита, сильвина в средней или нижней части вскрытый скважиной (выше и ниже перекрытый прослоями несоляных пород - известняков, доломитов, ангидритов), представляет собой опасную зону потенциального возникновения смятия обсадной колонны после крепления ствола скважины обсадной колонной. Заявляемое решение принципиально меняет технологию работ в цикле крепления толщи солей обсадной колонной, позволяя оперативно спланировать участок более прочной обсадной колонны напротив потенциально опасного интервала соленосной толщи с перекрытием выше и ниже по разрезу, и несет конкретный экономический эффект для бурового предприятия.
Сущность изобретения: выявление в геологическом разрезе, вскрытом скважиной, реологически неустойчивых пластов калийных солей в основании или средней части локального соленосного пласта галита выше и ниже перекрытого прослоями доломитов, и отнесение общего интервала вскрытых скважиной калийных и каменной солей в потенциально опасную зону вероятного смятия обсадных колонн.
ПРИМЕР
(на основе геологических и технических данных по одному из нефтегазоконденсатных месторождений юга Сибирской платформы)
Рассмотрим данные гамма-каротажа по скважине, представленные на фиг. 2.
По гамма-каротажу в основании пласта натриевой каменной соли (галита) выделяются реологически неустойчивые (менее устойчивые по сравнению с галитом) пласты калийных солей. Локальный интервал каменной и калийной солей объединяют в потенциально опасную зону смятия обсадных колонн. В целях предотвращения смятия в этой локальной зоне обсадной колонны следует воспользоваться известными способами, например, такими как установка труб обсадной колонны из стали повышенной группы прочности и цементирование заколонного пространства магнезиально-фосфатным тампонажным раствором, обеспечивающими повышенную надежность крепи скважины. Целенаправленное принятие такого решения для локальной зоны позволяет снизить затраты на работы по креплению скважины, осложненной наличием опасного интервала смятия колонн.
Дополнительным способом предупреждения смятия обсадных колонн является бурение скважины на соленасыщенном буровом растворе плотностью 2300 кг/м3 (2,3 г/см3), содержащим в составе утяжелитель «Магнетит» или «МагБар» и насыщенным по наиболее растворимой соли геологического разреза скважины. Цементирование обсадной колонны диаметром 245 мм в интервале 0-2500 м производят утяжеленным «Магнетитом» или «МагБаром» соленасыщенным магнезиальным тампонажным раствором плотностью 2300 кг/м3 (2,3 г/см3). Тем самым обеспечивается качественное крепление скважины и исключается риск начала пластической деформации солей.
Claims (1)
- Способ локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн, включающий бурение скважины, проведение геофизических исследований в открытом стволе, вскрывшем галогенно-карбонатную толщу, с выделением пластов, содержащих чередующиеся пропластки доломитов, каменной и калийной солей, характеризующихся повышенными показаниями по гамма-каротажу, отличающийся тем, что если в процессе проведения геофизических исследований скважины в средней части или подошве локального пласта каменной соли, перекрытого выше и ниже прослоями доломитов, установлено наличие пропластка калийных солей, то данное сочетание каменной и калийной солей интерпретируется как потенциально опасная локальная зона вероятного смятия обсадных колонн.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018133183A RU2692389C1 (ru) | 2018-09-18 | 2018-09-18 | Способ локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018133183A RU2692389C1 (ru) | 2018-09-18 | 2018-09-18 | Способ локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2692389C1 true RU2692389C1 (ru) | 2019-06-24 |
Family
ID=67038226
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018133183A RU2692389C1 (ru) | 2018-09-18 | 2018-09-18 | Способ локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2692389C1 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1224400A1 (ru) * | 1983-10-19 | 1986-04-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ предупреждени см ти обсадных колонн скважин в зоне пластической деформации солей |
| SU1399458A1 (ru) * | 1986-06-11 | 1988-05-30 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ прогнозировани см ти обсадных колонн скважин в зоне пластической деформации пород |
| SU1710701A1 (ru) * | 1989-03-22 | 1992-02-07 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ определени зон аварийного см ти обсадных колонн |
| WO2003042489A2 (en) * | 2001-11-14 | 2003-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| RU2249688C1 (ru) * | 2003-09-30 | 2005-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггеофизика" | Способ выявления интервалов пластической деформации соли в разрезе скважин |
| RU2291269C1 (ru) * | 2005-07-05 | 2007-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггеофизика" | Способ предупреждения деформации обсадных колонн в интервалах пластичных горных пород |
-
2018
- 2018-09-18 RU RU2018133183A patent/RU2692389C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1224400A1 (ru) * | 1983-10-19 | 1986-04-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ предупреждени см ти обсадных колонн скважин в зоне пластической деформации солей |
| SU1399458A1 (ru) * | 1986-06-11 | 1988-05-30 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ прогнозировани см ти обсадных колонн скважин в зоне пластической деформации пород |
| SU1710701A1 (ru) * | 1989-03-22 | 1992-02-07 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ определени зон аварийного см ти обсадных колонн |
| WO2003042489A2 (en) * | 2001-11-14 | 2003-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
| RU2249688C1 (ru) * | 2003-09-30 | 2005-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггеофизика" | Способ выявления интервалов пластической деформации соли в разрезе скважин |
| RU2291269C1 (ru) * | 2005-07-05 | 2007-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггеофизика" | Способ предупреждения деформации обсадных колонн в интервалах пластичных горных пород |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ХАЙЛОВСКИЙ В.Н. и др., Выявление особенностей сульфатно-терригенных пропластков в соленосных отложениях нижней Перми Астраханского свода/Международный научно-исследовательский журнал, Екатеринбург, N 6 (37) 2015, часть 2 Июль, с. 47-52. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Cuss et al. | Hydraulic fracturing: a review of theory and field experience | |
| Kuznetsov | Riphean Hydrocarbon reservoirs of the Yurubchen‐Tokhom zone, Lena‐Tunguska province, NE Russia | |
| RU2692389C1 (ru) | Способ локального прогноза потенциальной зоны смятия обсадных колонн | |
| RU2659295C1 (ru) | Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи | |
| Savenok et al. | Application of superdeep drilling technology for study of the earth crust | |
| Danilieva et al. | Allocation of a deep-lying brine aquifer in the rocks of a chemogenic section based on the data of geophysical well logging and 2D seismic exploration | |
| Goldbrunner | Hydrogeology of deep groundwaters in Austria | |
| Galić et al. | Evaluation of research in bauxite-bearing area on a locality „Crvene stijene “with emphasis on exploitation of associated deposits | |
| RU2728000C1 (ru) | Способ проводки горизонтального ствола скважины в целевом интервале осадочных пород на основании элементного анализа шлама | |
| RU2602427C2 (ru) | Способ разведки месторождений калийно-магниевых солей на больших глубинах | |
| Wilson et al. | Abnormal pressures encountered in a deep wildcat well, southern Piceance Basin, Colorado | |
| Fajklewicz et al. | Some applications of the underground tower gravity vertical gradient | |
| RU2012905C1 (ru) | Способ выявления зон рапопроявления | |
| Muslimov et al. | The main problems of developing deposits of unconventional hydrocarbons in ultra-low-permeable and shale sediments | |
| Muslimov | Solving the Fundamental Problems of the Russian Oil Industry is the Basis for a Large-Scale Transition to Innovative Development | |
| RU2797376C1 (ru) | Способ определения трещинного коллектора и способ добычи углеводородов | |
| Perry et al. | Effect of hydrothermal alteration on material properties in a Carlin-style gold deposit and developing a method to delineate material domains for numerical model geometry-building | |
| RU2747944C1 (ru) | Способ стратификации гомогенных верхнемеловых кремнистых толщ | |
| Hlal | The Influence of Edge Fresh Water on the Giant Zelten Oil Filed, Central Sirt Basin, Libya | |
| Shipaeva et al. | IMPROVING EFFICIENCY OF DEVELOPMENT OF CARBONATE RESERVOIRS WITH THE COMBINED USE OF GEOCHEMICAL METHODS, RESERVOIR SIMULATION AND GEOMECHANICAL MODELING | |
| RU2683461C1 (ru) | Способ разработки нефтяной малоразведанной залежи | |
| Aleksandrov et al. | Analysis of the Geological Structure of the Sredne-Ugutskoye Oil Field with Regard to an Increase in the Efficiency of its Development | |
| Kassenov et al. | The reasons of formation of oil seals when drilling geotechnological wells for underground leaching of uranium ores | |
| Popkov et al. | Geological Structure of Deep-Buried Complexes of Sedimentary Basins: Hydrogeological Anomalies and Oil and Gas Potential as a Result of Implementation of Deep-Seated Fluids (on the Example of the South Mangyshlak Fields) | |
| Khasanov et al. | Modeling Peculiarities of Two Bitumen Deposits of the Sheshmian Horizon of the Ufimian Stage Located in the Republic of Tatarstan |