Требования к качеству буровых растворов для вскрытия продуктивного пласта

При вскрытии продуктивных пластов минимальное превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым должно составлять: в интервале от 1001 до 2500 м - 1,5 - 2,5 МПа, в интервале от 2500 до 4500 м - 2,75 МПа, в интервале > 4500 м - 3,2 МПа. Коэффициент аномальности пластового давления равен 1,0 [1].

Выше 300 м до вскрытия эксплуатационного объекта прекращается обработка бурового раствора акриловыми полимерами.

Основным требованием к промывочной жидкости при бурении (вскрытии) продуктивной залежи являются: низкие значения показатели фильтрации и статического напряжения сдвига. При этом состав бурового раствора должен предотвращать  переход  глинистых  частиц  в  коллоидное  состояние.  Показатель фильтрации бурового раствора в пластовых условиях не должен превышать 10 см³, а статическое напряжение сдвига близко к нулевым значениям [1]. Эти показатели могут обеспечиваться химической обработкой высокомолекулярными соединениями многофункционального действия.

Для предотвращения обвалообразований в глинистых породах при разбуривании «истощенных» пластов проектирование плотности бурового раствора следует производить с учетом обеспечения устойчивости стенок скважин. В этом случае плотность промывочной жидкости ограничивается в пределах, обеспечивающих допустимую депрессию на стенки скважины равной 10 % от эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

Зона проникновения фильтрата бурового раствора определяется геофизическими методами и не должна превышать длину перфорационного канала. С учетом технических данных   отечественных   перфораторов   зона   проникновения фильтрата не должна превышать от двух до трех диаметров скважины [1]. На месторождениях, находящихся в длительной эксплуатации, отмечается падение пластового давления, что предъявляет дополнительные требования к качеству промывочной жидкости и приводит к необходимости применения буровых растворов пониженной плотности.

Применение облегченных буровых растворов связано со снижением проти­водавлением на необсаженные стенки скважины, что обуславливает опасность потери устойчивости горных пород. Это сопровождается усилением процесса кавернообразования, интенсивным выносом крупноблочного шлама, ухудшением очистки ствола, накоплением выбуренной породы в кавернах, что зафиксировано при проведении опытно-промысловых работ на Ямбургском месторождении. Установлено, что потеря устойчивости стенок скважины отмечается в интервалах залегания глинистых пород люлинворской свиты, а вероятность прихвата - при бурении проницаемых пород.

Образование каверн характерно при вскрытии глин и усиливается при реализации наклонно направленного способа бурения. Процесс кавернообразования сопровождается снижением качества ствола и промывочной жидкости, приводит к дополнительным затратам времени, что отрицательно сказывается на эффективности вскрытия пласта с низким пластовым давлением.

Геолого-технические условия вскрытия пласта с АНПД обуславливают тех­нологические требования к качеству промывочной жидкости. Одним из основных требований является оптимизация состава бурового раствора с учетом предотвращения обвалов стенок, поглощений, фильтрации в пласт при бурении и предупреждение гидроразрыва горных пород при спуске бурильных и обсадных колонн. Со снижением плотности бурового раствора возникает необходимость обеспечения его качества для использования турбинного способа бурения, для очистки ствола с большим углом наклона и транспортировки шлама, для проведения геофизических исследований и работ по цементированию скважин.