Оценка влияния бурового раствора на кавернозность ствола скважины и ее продуктивные характеристики Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»
БОКОВЫЕ СТВОЛЫ / ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ДИАГНОСТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ / GEOPHYSICAL DIAGNOSTIC STUDIES / БУРОВОЙ РАСТВОР / DRILLING FLUIDS / КОЭФФИЦИЕНТ КАВЕРНОЗНОСТИ / ПРОДУКТИВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СКВАЖИНЫ / WELLBORE PRODUCTIVE CHARACTERISTICS / SIDE TRACKS / RATIO OF CAVERNOSITY
Аннотация научной статьи по энергетике и рациональному природопользованию, автор научной работы — Ли Г.С., Коряковцева М.В., Копылов А.И.
Представлены результаты оценки и сравнительного анализа влияния буровых растворов на коэффициент кавернозности ствола и продуктивные характеристики газоконденсатных скважин нижнемеловых залежей УНГКм после геолого-технических мероприятий по зарезке боковых стволов. Материалы и методы Кавернометрия, профилеметрия, продуктивные характеристики, коэффициент кавернозности , геофизические методы. Итоги На основе проведенного анализа внесены изменения в рецептуру состава бурового раствора «Полиэмульсан», которые позволили повысить технологическую эффективность применения данного раствора. Выводы В результате анализа выявлен ряд особенностей применяемых буровых растворов при бурении боковых стволов на УНГКМ.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Похожие темы научных работ по энергетике и рациональному природопользованию , автор научной работы — Ли Г.С., Коряковцева М.В., Копылов А.И.
Опыт газоконденсатных исследований скважин Ачимовской толщи Уренгойского месторождения
Основные результаты геолого-технических мероприятий на фонде скважин сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя
Особенности эксплуатации газоконденсатных скважин с пологим окончанием в условиях АВПД и низких ФЕС (на примере ачимовских отложений Уренгойского НГКМ)
Оперативный гидрохимический контроль за обводнением пластовыми водами объектов разработки Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения
Повышение эффективности строительства боковых стволов на территории Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Evaluation of the drilling fluids influence on cavernosity of a wellbore and its productive characteristics
Hereby are demonstrated the results of the evaluation and benchmark study of drilling fluids influence on the ratio of a wellbore cavernosity and productive characteristics of gas condensate wells, Lower Cretaceous deposits, UNGKM after geological and technical measures for sidetracking. Materials and methods Caliper survey, profile logging, productive characteristics, ratio of cavernosity, geophysical methods. Results On the basis of the analysis conducted changes were introduced to the mixture formula of the drilling fluid ‘Polyemulsan’, which improved technological efficiency of this solution. Сonclusions The analysis revealed a number of characteristics of drilling fluids used during drilling of sidetracks at UNGKM.
Текст научной работы на тему «Оценка влияния бурового раствора на кавернозность ствола скважины и ее продуктивные характеристики»
Оценка влияния бурового раствора на кавернозность ствола скважины и ее продуктивные характеристики
к.т.н., заместитель директора по геологии и разработке
начальник отдела промысловой геологии m.v.korvakovtseva@gd-urengov.gazprom.ru
ведущий инженер отдела по технологическому контролю ремонта скважин a.i.kopvlov@gd-urengov. gazprom.ru
ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой», Новый Уренгой,Россия
Представлены результаты оценки и сравнительного анализа влияния буровых растворов на коэффициент кавернозности ствола и продуктивные характеристики газоконденсатных скважин нижнемеловых залежей УНГКм после геолого-технических мероприятий по зарезке боковых стволов
материалы и методы
Кавернометрия, профилеметрия, продуктивные характеристики, коэффициент кавернозности, геофизические методы.
боковые стволы, геофизические диагностические исследования, буровой раствор, коэффициент кавернозности, продуктивные характеристики скважины
Для обеспечения проектных и плановых показателей по уровням добычи углеводородов (УВ) и работоспособности эксплуатационного фонда скважин Уренгойского нефте-газоконденсатного месторождения (УНГКМ) проводятся геолого-технические мероприятия (ГТМ) по вводу в работу простаивающих скважин путем зарезки в них бокового ствола (ЗБС).
ЗБС в скважинах УНГКМ производится с использованием буровых растворов «Ме-гадрил» компании «Mi-SWACO» и «Полиэ-мульсан» ООО «Сервисный Центр СБМ». В качестве породоразрушающего инструмента применяются долота БИТ диаметром 139,7 мм при бурении на растворе «Мегадрил» и долота DPD и PDS диаметром 142,9 мм при бурении на растворе «Полиэмульсан». Работы выполняются по идентичным программам бурения и промывки скважин.
С целью оценки влияния данных буровых растворов на состояние стенок скважины при ЗБС, и связанные с этим проблемы при установке пакера ПГМЦУ-114/99 (пакер гидравлический манжетного цементирования укороченный — предназначен для цементирования и разобщения фильтровой и цементируемой интервалов хвостовиков диаметром 114 мм и изоляции газонефтево-доносных пластов; длина перекрываемой па-кером зоны — 1,5 м, диаметр по применению — 139,7^146,0 мм), проведен анализ результатов геофизичеких исследований скважин (ГИС) в процессе ЗБС. При этом для примера
выбраны три газоконденсатные скважины: № 2269 — ЗБС с буровым раствором «Мегадрил», № 5393 и 8363 — ЗБС с «Полиэмульсан». ЗБС в этих скважинах проведена на залежи пластов БУ101-2.
На рис. 1 и 2 представлены диаграммы кавернометрии в скважинах № 5393 и 8363 при ЗБС на растворе «Полиэмульсан», из которых видно, что коэффициент каверноз-ности пород над продуктивным пластом достигает в среднем 1,08^1,10. Данное обстоятельство не позволяло устанавливать пакер в проектном интервале. Было принято решение об установке его в интервале с наименьшей кавернозностью и необходимой длиной ствола скважины (длина перекрываемой ПГ-МЦУ зоны — 1,5 м) с целью разобщения фильтровой и цементируемой частей хвостовика.
Следует отметить, что кавернометрия была выполнена сразу же после ЗБС, а перед спуском эксплуатационного хвостовика в обязательном порядке проводится проработка ствола скважины, которая, как правило, увеличивает его номинальный диаметр.
При ЗБС на растворе «Полиэмульсан», как показывают результаты ГИС по оценке объёма затрубного пространства скважины и коэффициента кавернозности, происходит кавернообразование, превышающее проектные значения в среднем на 0,02^0,03.
Проектный коэффициент кавернозности — 1,05, а на практике в среднем он составляет 1,07^1,08 от номинального диаметра скважины. В некоторых скважинах коэффициент
Рис. 1 — Диаграмма кавернометрии по скважине №5393
кавернозности достигает величины 1,16. Данное обстоятельство приводит к необходимости установки ПГМЦУ в интервалах с наименьшей кавернозностью, а не в запланированном интервале.
При ЗБС на буровом растворе «Мега-дрил» коэффициент кавернозности — до 1,08, что также выше проектного значения, а в зоне установки пакера — 1,016, что даёт возможность устанавливать пакер максимально близко к запланированному интервалу ствола скважины (рис. 3).
С целью оценки влияния применяемых технологических жидкостей на продуктивные характеристики скважин были проведены специалистами ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой» лабораторные исследования на установке радиальной фильтрации с использованием неокомского кернового материала — исследования по воздействию инвертно-эмульсионных буровых растворов «Ме-гадрил» и «Полиэмульсан» на проницаемость породы в результате их фильтрации при термобарических условиях, близких к пластовым.
Исследованиями было установлено, что оба раствора характеризуются низкой филь-труемостью в поровой среде неокомских пород-коллекторов, но буровой раствор «Мегадрил» снижает проницаемость в 2 раза меньше, чем «Полиэмульсан». Соответственно, «Мегадрил» характеризуется и меньшими градиентами давления для освоения, что делает его предпочтительней перед «Полиэ-мульсаном». Но в любом случае, после ГТМ с глушением скважины рекомендуется проведение работ по разблокировке призабойной зоны пласта (ПЗП) от кольматантов. Кроме того, при освоении скважин было отмечено значительное увеличение времени вызова притока после ЗБС с применением раствора «Полиэмульсан». Вызов притока при использовании «Мегадрила» занимает в среднем 12 часов, а «Полиэмульсана» — 65 часов (без
учета времени использования колтюбинго-вой установки).
Ни в одной скважине, пробуренной на «Мегадриле», не потребовалось применения колтюбинговой установки — скважины запущены на отработку снижением уровня жидкости в стволе компрессором. При этом в скважинах № 5372, 2466, 5285, пробуренных на «Полиэмульсане», были проведены работы по дополнительному освоению колтюбингом, а по скважине № 325 потребовалась дополнительная перфорация объекта эксплуатации. Скважина же №5372 не была освоена — не получен промышленный приток УВ.
По завершению ЗБС проводились комплексные исследования скважин с целью определения продуктивной характеристики и состава добываемой продукции, инструментальный мониторинг параметров их эксплуатации, которые заключались в следующем:
• газогидродинамические исследования на установившихся режимах;
• отбор устьевых проб жидкости — воды и газового конденсата;
• систематический контроль рабочих параметров скважин с помощью устьевой телеметрии, а при её неисправности — замеры этих параметров образцовыми манометрами и термометрами.
Скважины после ЗБС работают устойчиво на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). При этом режим эксплуатации 7 скважин (5317, 5326, 5333, 5334, 1277, 1368, 2374) задается регулировочной задвижкой.
Разработка нижнемеловых залежей УНГКМ на истощение пластовой энергии приводит к закономерному снижению производительности скважин. С момента ввода скважин после ЗБС в эксплуатацию максимальное падение статического давления наблюдается по скважинам № 1277, 5334, 5333, 8305 — от 0,24 до 0,34 МПа за квартал, а по другим — до 0,18 МПа. Несмотря на то, что
при эксплуатации поддерживается режим постоянного дебита, по скважинам, введенных в работу после ЗБС, происходит в среднем снижение их производительности из-за падения пластового давления (табл. 1).
В таб. 2 представлены результаты оценки изменения продуктивной характеристики в процессе эксплуатации скважин после ЗБС в зависимости от использованного при ГТМ бурового раствора.
Таким образом, продуктивные характеристики скважин после ЗБС с применением бурового раствора «Мегадрил» улучшились в результате очищения ПЗП от кольматантов в процессе эксплуатации в среднем на 7,6%, а с применением «Полиэмульсан» — на 2,5%. При этом необходимо отметить, что начальная величина оценочного критерия для обоих растворов имеет практически одинаковое среднее по скважинам значение — 0,370 для раствора «Мегадрил» и 0,366 для «Полиэмульсан», что косвенно свидетельствует о представительности выборки для сравнительного анализа.
Промысловые данные мониторинга параметров эксплуатации скважин после ЗБС подтвердили результаты моделирования воздействия инвертно-эмульсионных растворов «Мегадрил» и «Полиэмульсан» на ФЕС ПЗП.
В настоящее время дебиты скважин после ЗБС несколько меньше или сопоставимы со средними дебитами скважин УКПГ. Исключение составляют скважины после ЗБС УКПГ-2В: дебит этих скважин больше среднего дебита скважин УКПГ-2В на 10%. При этом не следует забывать, что все скважины, на которых реализованы ГТМ по ЗБС, находились до этого по различным геолого-техническим причинам в бездействующем фонде.
По результатам анализа влияния бурового раствора на кавернозность ствола скважины и её продуктивность можно сказать следующее:
• при бурении бокового ствола на
Рис. 2 — Диаграмма кавернометрии по скважине №8363 Рис. 3 — Диаграмма кавернометрии по скважине №2269
16 Экспозиция НЕфть газ 1 (47) февраль 2016
П/п УКПГ Скважина Буровой раствор Параметры работы скважин после ЗБС
при ЗБС Начальные Текущие
Рст, мПа Q, тыс. м3/сут Рст, мПа Q, тыс. м3/сут
1 1АВ 1368 Фло-Тру 8,25 198 7,89 140
2 1АВ 1277 Мегадрил 9,43 150 8,44 152
3 2В 2371 Полиэмульсан 7,80 186 7,45 180
4 2В 2297 Мегадрил 7,25 162 6,74 144
5 2В 2293 Полиэмульсан 7,53 163 7,24 159
6 2В 2374 Мегадрил 7,66 178 7,48 195
7 2В 2269 Мегадрил 7,60 216 7,50 220
8 5В 5334 Мегадрил 10,00 318 7,67 186
9 5В 5333 Мегадрил 8,60 164 7,31 169
10 5В 5326 Мегадрил 8,00 188 7,15 151
11 5В 5317 Мегадрил 8,10 182 7,27 135
12 5В 5327 Полиэмульсан 7,40 144
13 5В 5305 Полиэмульсан 6,60 151 6,50 155
14 5В 5393 Полиэмульсан 7,00 123 7,00 122
15 8В 8305 Мегадрил 8,50 157 7,14 123
16 8В 8334 Мегадрил 8,20 152 7,58 141
17 8В 8906 Мегадрил 8,80 228 8,15 190
18 8В 8363 Полиэмульсан 7,97 120 7,70 113
19 Среднее Мегадрил 8,38 190 7,49 164
20 Среднее Полиэмульсан 7,38 149 7,22 146
Таб. 1 — Начальные и текущие параметры эксплуатации газоконденсатных скважин УНГКМ после ЗБС
раствор мПа при ЗБС
Q , Р , Q ., Критерий (Р 2/Q )
^ср.нач. ср.ст.тек. ^ср.тек * r г 4 ср.ст. ‘ ^ср’
тыс. м3/сут мПа тыс. м3/сут НачаЛ. текущ. снижение, %
Таб. 2 — Результаты оценки изменения продуктивной характеристики скважин при их эксплуатации после ЗБС
растворе «Полиэмульсан» происходит кавернообразование, превышающее проектные значения, что приводит к необходимости установки пакера ПГМЦУ в интервалах с наименьшим значением коэффициента кавернозности;
• при бурении на растворе «Мегадрил» коэффициент кавернозности в месте установки пакера позволяет устанавливать ПГМЦУ в проектном интервале продуктивного разреза;
• вызов притока УВ при использовании бурового раствора «Мегадрил» требует меньше времени, чем при использовании «Полиэмульсан»;
• вместе с тем необходимо отметить, что продуктивная характеристика скважины зависит не только от применяемых при бурении растворов, но и от текущего ресурсно-энергетического потенциала залежей УВ, их фильтрационно-ёмкостных свойств, степени очистки ПЗП от фильтрата технологических жидкостей, применяемых при ГТМ в скважинах.
Учитывая результаты анализа, специалистами ООО «Сервисный Центр СБМ» и ИТЦ ООО «Газпром добыча Уренгой» были внесены изменения в рецептуру состава бурового раствора «Полиэмульсан», которые позволили повысить технологическую эффективность применения данного раствора. В настоящее время модифицированный (адаптированный к текущим геолого-техническим условиям) буровой раствор «Полиэмульсан» применяется в широком масштабе при ГТМ в газокон-денсатных скважинах УНГКМ, наряду с буровым раствором «Мегадрил».
На основе проведенного анализа внесены изменения в рецептуру состава бурового раствора «Полиэмульсан», которые позволили повысить технологическую эффективность применения данного раствора.
В результате анализа выявлен ряд особенностей применяемых буровых растворов при бурении боковых стволов на УНГКМ.
Evaluation of the drilling fluids influence on cavernosity of a wellbore and its productive characteristics
Gerasim S. Li — Ph.D., deputy director for geology and fields development1; g.s.li@ gd-urengoy.gazprom.ru
i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
Maria V. Koryakovceva — head of division of industrial geology; m.v.koryakovtseva@gd-urengoy.gazprom.ru
Andrei I. Kopylov — leading engineer, division for technological control on well workover; a.i.kopylov@gd-urengoy. gazprom.ru
ETC, Gazprom dobycha Urengoy LLC, Novy Urengoy, Russian Federation
Hereby are demonstrated the results of the evaluation and benchmark study of drilling fluids influence on the ratio of a wellbore cavernosity and productive characteristics of gas condensate wells, Lower Cretaceous deposits, UNGKM after geological and technical measures for sidetracking.
Materials and methods
Caliper survey, profile logging, productive characteristics, ratio of cavernosity, geophysical methods.
On the basis of the analysis conducted changes were introduced to the mixture formula of the drilling fluid ‘Polyemulsan’, which improved technological efficiency of this solution.
The analysis revealed a number of characteristics of drilling fluids used during drilling of sidetracks at UNGKM.
geophysical diagnostic studies, drilling fluids, ratio of cavernosity, wellbore productive characteristics
Коэффициент каверзности.Что это такое и как с его помощью вычислить диаметр скважины?
А как Вы собираетесь с помощью коэффициента каверзности вычислять диаметр скважины, я не знаю.
Вам нужен диаметр существующей или проектируемой скважины? Я так понимаю, второе. Для водоснабжения, например, скважина. Но тут в расчет диаметра скважины идет не коэффициент пористости, а оборудование, которое Вы собираетесь использовать на скважине. Оборудование определяется возможным и/или необходимым объемом отбора воды из скважины. Это объем определяется емкостью пласта, как статической, так и динамической. Емкость пласта определяется водоносными свойствами вмещающих пород, которые, в том числе, зависят и от коэффициента пористости.
Регистрация: 29.11.2007
Сообщений: 311
Мне кажется что степень кавернозности пород может влиять на диаметр скважины, т.к. косвенно характеризует устойчивость стенок скважины от обрушения. Чем меньше диаметр скважины тем устойчивей стенки. Тут конечно и от типа грунта зависит.
Кавернозность часто встречается в породах, подверженных растворению: известняках, доломитах, гипсах.
__________________
Обмениваю незнание на время.
bridgeconst |
Посмотреть профиль |
Найти ещё сообщения от bridgeconst |
Сообщений: n/a
Ах, Вы все-таки об этом.
Ну тут дело не в кавернозности (пористости) скорее всего, а в общей устойчивости грунтов. Некоторые глины имеют пористость до 80%, но при этом прекрасно держат стенки, а пески, с гораздо меньшей пористостью осыпаются или оплывают.
Тем более, диаметр скважины в грунтах, которые оплывают или осыпаются, вещь вообще не постоянная.
А вообще, зачем вам это надо? Какова ситуация?
Регистрация: 29.11.2007
Сообщений: 311
Да я так понял мы друг другу душу изливаем, автор темы не появляется.
Позволю себя процитировать
Тут конечно и от типа грунта зависит. |
Ну тут дело не в кавернозности (пористости) скорее всего, а в общей устойчивости грунтов. Некоторые глины имеют пористость до 80%, но при этом прекрасно держат стенки, а пески, с гораздо меньшей пористостью осыпаются или оплывают. |
.
Интересно а в некарстующихся породах встречается кавернозность (именно пустоты, а не поры)?
__________________
Обмениваю незнание на время.
bridgeconst |
Посмотреть профиль |
Найти ещё сообщения от bridgeconst |
Сообщений: n/a
Последний раз редактировалось AlphaGeo, 24.12.2008 в 20:50 .
Сообщений: n/a
Сообщение от bridgeconst
Да я так понял мы друг другу душу изливаем, автор темы не появляется.
Простите, bridgeconst, я не посмотрел, от кого было предыдущее сообщение, и подумал, что это автор темы написал.
Я совсем прогнал
Сообщение от bridgeconst
Интересно а в некарстующихся породах встречается кавернозность (именно пустоты, а не поры)?
Да, встречается. Например, теже известняки могут образовываться при отмирании организмов со известковым скелетом или с известковыми раковинами, покрывающими тело. При этом пустоты между останками скелетов и раковин могут не заполняться, а оставаться пустыми — это теже каверны в известняках, только другого происхождения и других форм. Еще поры возникают при застывании излившейся магмы: в момент выхода магмы на поверхность внутри нее падает давление, если магма достаточно вязкая, расширяющиеся пузырьки газа оставляют пустоты в образующейся породе.
А еще хотел добавить к своему предыдущему посту, но раз уже написал этот, то добавлю здесь.
Помимо всего прочего, на диаметр скважины (именно на фактический диаметр скважины) влияет и метод бурения: то ли это будет шнековый, то ли ударно-канатный или ударно-штанговый, то ли колонковый. Повлияет и то, с промывкой ведется бурение или без него. а может вообще, с продувкой.
Еще раз повторюсь, что обычно диаметр скважины выбирают в соответствии с тем, для чего будут использовать скважину. А вот такими мелочами, как изменение диаметра скважины в связи с вскрытием каверн на стенках скважины пренебрегают.
Что такое коэффициент кавернозности
Валерий Афанасьев » Ср май 30, 2007 10:44
Нюанс. Коэффициент кавернозности определяется не только для расчета объема цемента. Но и, к примеру, для расчета объема бурового шлама при его утилизации. Коэффициент кавернозности 1,2 считается оч. хор., а 1,8 — оч. плохо.
Завтра сегодня станет вчера.
Валерий Афанасьев Нефтяник Сообщения: 11525 Зарегистрирован: Чт июл 25, 2002 13:56 Откуда: ВИИЯ
Mobile crane » Ср май 30, 2007 11:05
понятно. У нас 1.3
Всё очень относительно
hawkwind » Чт май 31, 2007 07:40
Вопрос: каверны выходят за внешний «цилиндр» ( «цилиндроид») ствола? Может ли ствол в 1.8 раза превосходить по диаметру долото?
hawkwind
Сообщения: 8435 Зарегистрирован: Сб мар 31, 2007 15:24 Откуда: Владивосток Язык(-и): eng — rus
Валерий Афанасьев » Чт май 31, 2007 08:04
Еще как может. На одном из заседаний SPE в Москве, где мне удалось поприсутствовать, с презентацией выступил представитель буровой компании, которая бурила экспл. скважины на Сахалине (те самые, с большим отходом, с берега в пласт на шельфе). У них при проходке участка под intermediate casing где-то на глубине 1000-1200 м произошло массивное обрушение стенок ствола, мужик говорил, вылетали куски шлама размером по 6 см (!). Абсолютно расконсолидированная порода, каверны были ок. 1 м. Этот ствол им потом пришлось перебуривать и они шибко намучились с подбором БР и темпа проходки в этом участке. Где-то в библиотеке SPE есть публикация на эту тему, если интересно, могу поискать.
В моей практике была скважина с огромной кавернозностью возле продуктивного интервала, там чуть ли не обломки кирпичей кидали тоннами, опилки сыпали, цемент лили ж/д цистернами, а скважина жрала все это как ни в чем не бывало. Насилу угомонили.
Надо понимать, что коэффициент кавернозности считают, по крайней мере, ученые в институтах и студенты нефтяных вузов, поинтервально. А средний КК по скважине это как средняя температура по больнице, включая морг. Впрочем, все зависит от задач, стоящих перед буровым подрядчиком (и перед проектантом месторождения).
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
С — коэффициент кавернозности ; VM — механическая скорость бурения; vp — скорость циркуляции раствора; п — коэффициент пористости; а — количество связанной в породах воды; р — коэффициент проникновения фильтрата ( Р vn / vM, причем УП — скорость проникновения фильтрата в породу на забое в направлении бурения, им — механическая скорость бурения); фг, фн, рв — соответственно газо -, нефте — и водо-насыщения пористого пространства; У и VB — объемы газа, в растворенном состоянии соответственно в объема нефти или воды; Вг — объемный коэффициент газа. [2]
Отсюда следует, что коэффициент кавернозности , определяемый формулой ( 24), характеризует часть емкости пористо-кавернозного образца породы, а вторая часть ее, составляющая поры, характеризуется коэффициентом пористости. Таким образом, пользуясь формулами ( 24) и ( 27), можно оценить емкость пор и каверн в породе раздельно и совместно. [3]
Теоретический объем увеличивается на коэффициент кавернозности . [4]
Промысловыми исследованиями установлено, что коэффициент кавернозности ствола в шоколадных глинах с увеличением зенитного угла возрастает. [6]
Аналогичным образом может быть определен и коэффициент кавернозности & кав. [7]
Это значит, что для определения коэффициента кавернозности образца пористо-кавернозной породы необходимо знать плотность этой породы РК и плотность пористой части матрицы рп. [8]
Расчет объема скважины производится с учетом конструкции скважин и коэффициента кавернозности . [9]
Ос — средневзвешенный по длине диаметр скважины; k — коэффициент кавернозности ; Оя — диаметр долота; LK, DK — длина и внутренний диаметр труб обсаженной части скважины. [10]
При расчетах для цементирования предпочтительно пользоваться определенными геологической службой для конкретных скважин коэффициентами кавернозности или руководствоваться данными ранее зацементированных скважин. [11]
Далее из табл. 1 следует, что к пористым относятся породы, у которых коэффициенты кавернозности и трещиноватости равны нулю, а капиллярно-связанная вода занимает только часть объема пор. Однако опыт изучения горных пород показывает, что чисто пористых, как и чисто трещиноватых коллекторов в природе, строго говоря, не существует. Наряду с пористостью в них обычно имеется трещиноватость, а в карбонатных, как уже отмечалось, еще и кавернозность. Поэтому в рассматриваемой классификации деление коллекторов на типы основано на преобладании тех или иных признаков. Согласно этому к пористым относятся также породы, у которых суммарная емкость пор и содержащиеся в них извлекаемые запасы нефти или газа на один-два порядка больше суммарной емкости трещин и каверн, а соответственно и содержащихся в них запасов нефти и газа. Такого типа коллектора наиболее распространены прежде всего среди терригенных отложений. [12]
Если порода относится к чисто кавернозному типу, то согласно формуле ( 22) для определения коэффициента кавернозности необходимо установить плотность породы и минерального вещества. Определение плотности минерального вещества в данном случае ничем не отличается от аналогичных определений при анализе пористых пород. Несколько иначе обстоит дело с определением объема образца кавернозной породы, знать который необходимо для установления ее плотности. В этом способе для облицовки поверхности образца вместо парафина применяют непромокаемую пленку типа хлорвиниловой изоляционной ленты или перед пара-финизацией накладывают на него кальку. Во избежание погрешностей, обусловленных неаккуратной облицовкой, необходимо, чтобы образец имел более или менее правильную геометрическую форму. В остальном все измерения и расчеты ведутся, как изложено выше для порисытх пород. [13]
Определив таким путем рп и общую плотность кавернозно-пористого образца рк, по формуле ( 23) подсчитывают коэффициент кавернозности тк . Зная тк и сумму тк тп, по формуле ( 27) находят коэффициент пористости тп. Суммарное и раздельное определение кавернозности и пористости пород дает возможность судить о долевом участии пор и каверн в емкости коллектора, о характере распределения погребенной воды в нем, а следовательно, об абсолютных и извлекаемых запасах нефти. [14]
В разделе Диаметры колонн и скважины приводят полный перечень колонн с соответствующими диаметрами долот, колонн и коэффициентами кавернозности . [15]