Содержание к диссертации
Введение
Анализ состояния проектирования и реализации траекторий горизонтальных скважин (ГС) (на примере Федоровского месторождения) 9
Развитие горизонтального бурения в РФ и на месторождени ях Западной Сибири 9
Анализ фактических профилей и траекторий ГС 11
Оценка соответствия фактических пространственных траек торий проектным профилям ГС 26
Разработка методики проектирования профилей ГС про странственного типа 37
Анализ существующих методик расчета траекторий наклон но направленных и ГС 37
Концепция методики проектирования пространственного профиля ГС 40
Оценка реализации проектного профиля ГС 44
Разработка методики выбора длины горизонтального участка скважины 48
Анализ методов расчета ожидаемых дебитов ГС (на примере Федоровского месторождения) 48
Оценка добывных возможностей ГС по-степени влияния технологических параметров строительства и эксплуатации скважин 52
Исследование условий устойчивости горных пород при бурении ГС в многослойных пластах (на примере Конитлор-ского месторождения) 69
Теоретические аспекты напряженного состояния горных пород в околоскважинном пространстве 69
Исследование литолого-петрофизических свойств неустой чивых горных пород, вскрываемых ГС 78
Основные выводы и рекомендации 99
Список использованных источников 100
Приложения 114
- Оценка соответствия фактических пространственных траек торий проектным профилям ГС
- Концепция методики проектирования пространственного профиля ГС
- Оценка добывных возможностей ГС по-степени влияния технологических параметров строительства и эксплуатации скважин
- Исследование литолого-петрофизических свойств неустой чивых горных пород, вскрываемых ГС
Введение к работе
Существенным отличием нового этапа разработки месторождений в Западной Сибири является устойчивая тенденция к ухудшению структуры запасов, необходимости вовлечения в разработку низкопроницаемых сложно-построенных залежей.
В связи с этим освоение новых технологий, позволяющих повысить показатели разработки, коэффициенты нефтеизвлечения, производительность малодебитных скважин, является первоочередной задачей.
Так, наряду с применением гидроразрыва пласта (ГРП), новейших методов и материалов при обработке призабойной 'зоны (ОПЗ) наклонно-направленных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз», начиная с 1991 года, активно внедряется технология строительства горизонтальных скважин (ГС).
Создание систем разработки нефтяных месторождений с использованием ГС является приоритетным направлением в нефтегазодобывающей отрасли по вовлечению в промышленную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти (низкопроницаемые и неоднородные пласты и коллекторы, приуроченные к водонефтяным и газонефтяным зонам, нефтяным оторочкам нефтегазовых залежей; залежи с высоковязкой нефтью, тупиковыми, периферийными и застойными зонами, с линзовидными прослоями различной конфигурации и т.д.).
На базе имеющихся теоретических исследований и накопленного практического опыта строительства ГС на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" внедряются следующие основные направления применения ГС: маломощные пласты (5-10 м) низкой или неравномерной проницаемости; объекты с подошвенной водой и газом в кровельной части для борьбы с конусообра-зованием.
Впервые строительство ГС в ОАО "Сургутнефтегаз" было начато на Восточно-Сургутском месторождении в 1991 году, контроль траектории
5 ствола осуществлялся с помощью забойных телеметрических систем измерений в процессе бурения MWD-Measurements While Drilling компании "Sperry-Sun" (США).,Основными задачами, поставленными при бурении первых 2 горизонтальных скважин были определение технической возможности бурения горизонтальных скважин с максимально возможным использованием, отечественного оборудования и технологий.
Основными особенностями первых ГС следует считать: "тяжелую" конструкцию скважин, включающую удлиненный кондуктор диаметром 324 Мм, промежуточную колонну диаметром 245 мм, спускаемую в кровлю продуктивного горизонта, и сплошную эксплуатационную колонну диаметром 146 мм; традиционный способ заканчивания скважины со сплошным цементи-роваем и последующей перфорацией горизонтального участка; ограниченную длину горизонтального участка (200-250м).
Опыт бурения первых ГС показал, что основными направлениями совершенствования технологии их строительства являются: облегчение конструкции скважин, в первую очередь, уменьшение глубины спуска промежуточной колонны; вскрытие продуктивного пласта на качественных буровых растворах, не ухудшающих коллекторские свойства пласта; оптимизация длины горизонтального участка; - совершенствование компоновок низа бурильной колонны с целью обеспечения заданной интенсивности искривления и проектного профиля скважины.
Дальнейшее развитие горизонтальное бурение получило на Федоровском месторождении с целью вовлечения в разработку нефтегазовой залежи АС4-8, особенностями которой является наличие подошвенной воды и газовой шапки в кровельной части при незначительной мощности (8-12м) нефтяной оторочки пласта, что не позволяло вовлечь в разработку эту залежь традиционными способами.
В 1993 году в ОАО "Сургутнефтегаз" на месторождении пробурены 2 горизонтальные скважины с длиной горизонтального участка 350 - 400 метров с использованием фильтров в горизонтальной части ствола, а цементирование осуществлено с применением пакеров и муфт ступенчатого цементирования; для центрирования фильтров и эксплуатационной колонны, с целью качественного разобщения газоносных пластов, использованы высокоэффективные жесткие прямоточные и турбулизирующие центраторы. Эти скважины позволили увеличить дебит в среднем до 40 - 50 тонн в сутки, что, как показали последующие работы, ниже потенциальных возможностей пласта.
На основании анализа пробуренных скважин специалистами ОАО "Сургутнефтегаз" совместно с НПО "Буровая техника", "СургутНИПИнефть" при участии специалистов "РосНИПИнефть" в течение 1993 -1995 годов разработаны технология цементирования и оснастка низа эксплуатационной колонны, позволяющие эффективно заканчивать горизонтальные скважины при замене бурового раствора в горизонтальной части ствола кислотной средой для улучшения коллекторских свойств пласта. Указанная технология была принята за базовую и в 1994 году по этой технологии на Федоровском месторождении пробурено 5 горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка 350 - 400 м.
Результаты эксплуатации первых горизонтальных скважин в ОАО "Сургутнефтегаз" были заложены в основу технологической схемы разработки всей нефтегазовой залежи пласта АС4-8 Федоровского месторождения горизонтальными скважинами, которой предусмотрено бурение более 1000 добывающих горизонтальных скважин, что не имеет аналогов в мировой практике. В 1995 году начата промышленная разработка залежи пласта АС4-8 горизонтальными скважинами. Темпы строительства ГС на Федоровском место-
7 рождении составляют 80-90 скважин в год, а всего к настоящему времени на месторождении пробурено более 250 таких скважин.
В то же время ряд проблем технологического и методического характера остается нерешенным и требует дальнейших исследований и промышленной апробации, в том числе: повышение точности измерений параметров траектории ствола геофизическими приборами; сложность методического обеспечения и технологического сопровождения привязки точки входа в пласт; оптимизация длины и формы горизонтального участка в зависимости от конкретных геолого-физических свойств коллектора и технических условий скважины; оценка качества вскрытия продуктивного пласта в горизонтальном участке, определение величины скин-эффекта, влияния технологических параметров строительства скважин на их добывные возможности; - необходимость селективного вызова притока пластового флюида из различных интервалов горизонтального участка в процессе освоения скважи ны.
Ограничения, предъявляемые ориентацией горизонтального участка по азимуту и нефтенасыщенной мощностью пласта, определяют сложность проектирования профиля ГС и его практическую реализацию. В этой связи, правильный выбор и расчет профиля пространственного типа, определение интервалов набора зенитного угла и азимута с учетом существующих технологических возможностей и требований к условиям эксплуатации подземного оборудования являются актуальной проблемой повышения качества строительства ГС.
Эффективность применения ГС во многом зависит от выбора оптимальной длины горизонтального участка, способа заканчивания скважины, оборудования низа эксплуатационной колонны и других факторов, характери- "''-- 8 зующих совершенство вскрытия продуктивного пласта, что является весьма актуальной технико-технологической задачей.
Таким образом, целью настоящей работы является повышение качества строительства и продуктивности горизонтальных скважин в Западной Сибири путем оптимизации длины горизонтального участка и профиля пространственного типа, повышения эффективности заканчивания скважин.
Основные задачи исследования базируются на накопленном опыте строительства ГС в ОАО «Сургутнефтегаз», необходимости дополнительных теоретических и экспериментальных разработок, и определены как: анализ применяемых при строительстве ГС профилей (на примере Федоровского месторождения) и выявления путей их совершенствования; разработка методических основ проектирования профиля пространственного типа ГС; анализ продуктивности, разработка методики выбора оптимальной длины горизонтального участка, выбор способа заканчивания ГС; детальные лабораторные исследования литолого-петрофизических свойств на примере неустойчивых пород кровли ачимовской свиты и разработка рекомендаций по предотвращению характерных для Западной Сибири осложнений при бурении ГС; технико-экономическая оценка полученных результатов, опытно-промышленное внедрение, разработка нормативной документации". -
Оценка соответствия фактических пространственных траек торий проектным профилям ГС
При кустовом методе разбуривания месторождений и заданном направлении горизонтального участка, в основном все ГС являются искривленными в пространстве, т.е. помимо контроля изменения зенитного угла ведется управляемое изменение азимута для обеспечения заданного сеткой разработки положения горизонтального участка в пласте. В таблице 1.6 приведен расчетный профиль ГС со средним отклонением от вертикали до точки входа в пласт 621 м, длиной вертикального участка 1100 м и интервалом стабилизации - 1500-1600 м, представленный на рисунке 1.7. Из данных таблицы видно, что фактический среднестатистический профиль значительно отличается от проектного, как по интервалам корректировки траектории скважины, так и по интенсивности изменения зенитного угла и азимута. Это объясняется тем, что при бурении ГС компоновками с фиксированным углом перекоса отклонителя, оператор варьирует его положением таким образом, чтобы достичь заданных на конец интервала зенитного угла и азимута. Анализ исходных данных 26 инклинограмм ГС (приложение 2) в зависимости от величины отклонения от вертикали до точки входа в пласт (таблица 1.7) позволяет сделать следующие выводы: - средняя глубина набора начальных зенитного угла (до 30 град.) и азимута находится в интервале до 1450 м по вертикали и характеризуется интенсивностью изменения зенитного угла іа=0,7-Ч,4град./10м, азимута і,р=1,0-ь2,0град./10м, максимальным отходом - 120м; - интервал стабилизации - 1450-1700м по вертикали, имеет зенитный угол а=30- 55 град., іа=0,25-И,Оград./10м, =0,6- -1,Оград./10м, максимальный отход от вертикали - до 330м; - интервал окончательного набора заданных параметров - 1700-1880м, имеет параметры: ос=50- 82 град., і а=1,0-Н,5град./10м, гф=1,0- 2,0град./10м, отход от вертикали - до 690м.
Оперативный контроль параметров траекторий ГС на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» осуществляется импортными телеметрическими системами измерения параметров в процессе бурения (MWD 650 фирмы Sperry-Sun) и отечественными, типа ЗТС-172 с электромагнитным каналом связи. При бурении ГС расчет траектории ведется по замерам телесистемы, отнесенным к длине бурильного инструмента [19, 92]. Сбор и выдача обработанной информации осуществляются компьютерной системой PC DWD "Sperry Sun". Система PC DWD обрабатывает и хранит следующие данные по скважине: глубина точки замера, зенитный угол, азимут, положение отклонителя. Измерения во время бурения с помощью системы MWD передаются на поверхность, обрабатываются и записываются в базу данных (БД). Программное обеспечение PC DWD позволяет обрабатывать данные в реальном масштабе времени, обеспечивает графическое сопровождение, дает прогнозные показатели профиля, т.е. позволяет оперативно управлять траекторией. Независимый контроль параметров кривизны проводится магнитными инклинометрами ИОН-1 и гироскопическими инклинометрами (ИГМ 73-120/60) в обсаженном стволе [8]. Запись диаграмм геофизических исследований и инклинометрия прибором ИОН-1 при проведении привязочного каротажа в контейнере по технологии «Горизонталь-1» производится с регистрацией глубин по длине каротажного кабеля. В среднем на одной ГС Федоровского месторождения производится 4.1 инклинометрии прибором ИОН-1, при этом общее время работ на проведение инклинометрии в 95 горизонтальных скважин составляет около 1350 часов, стоимость которых с учетом непроизводительной работы буровых бригад составляет около 6.6 млн.рублей. В связи с требованиями к траекториям горизонтальных участков (коридор допуска составляет ±1 м по вертикали), проводка ГС осуществляется по методике, разработанной фирмой Sperry-Sun. Суть методики состоит в уменьшении длины диамагнитных утяжеленных бурильных труб (УБТ) включенных в КНБК, ниже зонда телесистемы для максимального приближения датчиков к забою скважины, при этом необходимо использовать значения абсолютного азимута, скорректированного на величину магнитного влияния бурильной колонной, накладываемого на магнитное поле Земли в точке замера. По данным зарубежных авторов ошибка измерений азимута магнитными инклинометрами в значительной мере зависит от направления скважины относительно географических координат и угла наклона, при этом наиболь шая ошибка отмечается в направлении «запад-восток» (рисунок 1.8). По мнению отдельных специалистов в указанном направлении предпочтительнее использовать при бурении ГС гироскопические системы или проводить дополнительную магнитную съемку непосредственно в период проведения работ. Так компании (Shell, Amoco, ВР) не принимают к рассмотрению инкли-нометрию без характеристик магнитного поля в точке замера и оценочных критериев применяемого прибора. При бурении горизонтальных скважин в направлениях ±30 град, от направления на запад и восток при нанесении на карту ими используется только информация от гироскопических приборов. С целью проведения качественного анализа отклонений в горизонтальной плоскости предварительно была проведена следующая исследовательекая работа. Для оценки влияния направления скважины относительно географических координат на величину азимута, определенного по замерам гироскопами и магнитными инклинометрами, по 7 скважинам Федоровского месторождения (5005, 5008, 5013, 5019, 5097, 5236, 5251) проведен статистический анализ. Результаты замеров были распределены на две группы. Принадлежность к группам определялась из условия: 1-ая группа - направление соответствует «восток - запад», т.е. сектора ((0-45град., 315-360 град.), (135-225 град.)); 2-ая группа - «север-юг», т.е. сектора ((45-135 град.), (225-315град.)). Результаты обработки представлены в таблицах 1.8, 1.9. Для двух скважин (5336, 5097) были проанализированы результаты замеров азимута системой MWD, магнитными и гироскопическими инклинометрами. Таблица 1.8 - Результаты анализа отклонений значений азимута по замерам
Концепция методики проектирования пространственного профиля ГС
На основании анализа фактических данных по траектории ГС (приложение 2) выбираются технико-технологические и эксплуатационные требования к профилю. Так, для Федоровского месторождения исходные данные сведены в таблицу 2.1. Затем в программу расчета вводятся исходные данные и ограничения и строится предполагаемый «идеальный» пространственный профиль. Расчет элементов профиля, интенсивности изменения зенитного и пространственного углов и азимута при этом принимаются на основании статистических данных, обработанных по известным методикам, например, диагностической процедуре изложенной в главе 3. На втором этапе по программам проектирования профиля рассчитываются отдельные элементы и интервалы с контролем соответствия их проектным ограничениям. При этом количество интервалов совместного и отдельного изменения зенитного угла и азимута может варьироваться от одного - до семи и более (таблицы 2.2, 2.3). Геологический разрез месторождений ОАО "Сургутнефтегаз" представлен чередованием глин, агрегатов,- алевролитов и песчаников. Реже встречаются пропластки известковых и полимиктовых песчаников повышенной твердости, которые имеют незначительную мощность. По твердости и абра-зивности геологический разрез классифицирован по следующим интервалам (таблица 2.4). Приведенный разрез учитывается при установлении интервалов наиболее интенсивного изменения траектории скважины, выборе КНБК и определении расчетных параметров интенсивности. Проектируемые КНБК и режимы бурения регламентированы, исходя из требований выполнения параметров проектного профиля, безаварийного спуска и подъема бурильных и обсадных колонн, обеспечения режима промывки ствола и доведения требуемой нагрузки на долото до забоя и кривизны.
На третьем этапе на основании критериев оптимизации принимается решение о завершении или продолжении процедуры проектирования профиля, корректируется пространственный профиль и рассчитывается интенсивность изменения пространственного угла. В качестве критериев оптимизации можно принять: - на этапе проектирования, то есть расчете усредненного профиля, принятого в существующем макете группового технического проекта на строительство скважин, - минимальную длину скважины по стволу и оптимальное значение длины горизонтального участка; - на этапе реализации проекта, то есть расчете профиля конкретной скважины, - критерий минимизации стоимости ГС и уточнения длины горизонтального ствола для конкретного участка месторождения. Расчет проектных параметров производится с учетом ошибки измерения азимута, что особенно важно при большой протяженности горизонтального участка и его ориентации относительно географических координат. Проектный профиль состоит из следующих участков: - вертикальный, набор параметров кривизны ствола и горизонтальный; - вертикальный, набор параметров кривизны ствола, участок с минимально-допустимой интенсивностью искривления (интервал стабилизации), набор параметров кривизны ствола, горизонтальный участок. Алгоритм расчета профиля пространственного типа по разработанной нами методике представлен на рисунке 2.1. Для оценки точности реализации проектного профиля, определения закономерностей в работе КНБК нами разработана методика и программа для ПЭВМ /21, позволяющая проводить исследования фактических траекторий стволов наклонно направленных и горизонтальных скважин на основе геофизических замеров. Статистический материал, полученный в результате анализа имеющегося фонда горизонтальных скважин на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз", позволил сформулировать требования к бурению ГС для данного региона и руководствоваться ими при проектировании строительства скважин. Параметры фактического профиля рассчитываются на основании результатов измерений, выполненными инклинометрами (магнитными или гироскопическими) и с их помощью системы измерений в процессе бурения (MWD). Для расчета интенсивности пространственного искривления данные результатов инклинометрии ствола интерполируются с шагом 10 м, а затем выполняется расчет по формуле: где Aa=/a!-a2/- интенсивность изменение зенитного угла на участке длиной 10 м, град./10м; Дф = /фі- ф2/ - интенсивность изменение азимутального угла на участке длиной 10м, град/Юм.
Оценка добывных возможностей ГС по-степени влияния технологических параметров строительства и эксплуатации скважин
Конструкция забоя скважины для данного фонда применялась двух типов: «открытый» и «закрытый» со сплошным цементированием. Из дальнейшего анализа были исключены скважины со сплошным цементированием, ввиду непредставительности выборки - по всему фонду их количество составило 29 скважин. Анализ влияния длины горизонтального участка ствола проводился для скважин, эксплуатируемых ЭЦН. В процессе многофакторного анализа сформулирована достаточно однородная выборка скважин и осуществлено определение степени влияния протяженности горизонтального участка (L) на средний дебит Q и удельный дебит q, где Фонд скважин характеризовался статистическими параметрами, приведенными в таблице 3.3. На рисунке 3.4 показано распределение скважин по продолжительности их периода эксплуатации скважин с соответствующими значениями длин горизонтального участка. При этом выделяются три группы скважин, с неравномерным количеством в них объектов: 17, 42 и 4 скважины. Значения средних дебита и удельного дебита, длин горизонтального участка, принимаемых в группах, приведены в таблице 3.3. По групповым оценкам регрессионные зависимости среднесуточного и удельного дебитов от длины горизонтального участка (рисунок 3.5): где величина достоверности аппроксимации (R ) приблизительно равна 1.
При сравнении ожидаемых (3.1, 3.2) и фактических значений среднесуточного и удельного дебитов (3.25, 3.26) видно: - расчетные значения ожидаемых среднесуточного и удельного дебитов меньше фактических в 3.7 и 3.9 раза, соответственно; - длина горизонтального участка, при которой происходит качественное изменение сравниваемых величин находится в интервале 430-450м; - величина удельного дебита в том и другом варианте снижается при увеличении длины горизонтального участка. Таким образом, на основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы: 1. При начале разбуривания месторождения горизонтальными скважинами величины ожидаемых среднесуточного и удельного дебитов при известных параметрах пласта и условиях разработки могут быть рассчитаны по известным формулам притока. 2. Предполагаемое значение оптимального значения длины горизонтального участка будет находиться в интервале качественного изменения кривой удельного дебита (удельный дебит начинает расти). 3. После получения фактических данных по эксплуатации ГС длина горизонтального участка может уточняться по кривой фактической зависимости удельного дебита. 4. Необходимо продолжить работы по уточнению гидродинамических зависимостей притока нефти в горизонтальную скважину, определения истинного радиуса контура питания, величины перепада давлению между стенкой скважины и границей контура питания, на основании тщательных гидродинамических исследований ГС с «открытым» забоем и сплошным цементированием.
Борьба с разрушением слабосцементированных коллекторов в призабой-ной зоне и выносом диспергированной твердой фазы (песка) представляет одну из старейших проблем нефтяной промышленности. Ей посвящены сотни научно-исследовательских работ и конструкторских разработок. Механизм выноса песка сложен, на него оказывает влияние каждая операция при заканчивании скважин- от первоначального вскрытия пласта до освоения и уровня отбора жидкости в процессе эксплуатации. При эксплуатации скважины (вызове притока) равновесное состояние системы скважина-пласт нарушается, происходит разрушение и пластическое течение рыхлых пород, усиливающееся фильтрационными процессами при перемещении пластовых жидкостей к забою. В результате пескопроявлений возникают потенциально опасные и дорогостоящие осложнения - снижение дебитов из-за образования пробок, нарушения целостности обсадных колонн, подтягивания газовых и водяных конусов, абразивная эрозия подземного и надземного оборудования, необходимость очистки добытого продукта от песка и его захоронение. В зарубежной практике целесообразность проведения противопесоч-ных мероприятий принимается обычно с учетом экономических соображений в сочетании с оценкой возможных технологических осложнений. При этом рассматриваются следующие факторы: - риск вызвать вынос песка, если средства задержания его не будут использованы с самого начала; - затраты на ремонтно-восстановительные работы; - опасность уменьшения дебитов вследствие снижения проницаемости по нефти. Опыт показывает, что задержание песка следует производить до нарушения структуры пластовой породы. Это оказывается более эффективным, чем последующие ремонтно-восстановительные работы. При выборе способа задержания песка учитываются следующие факторы: 1. Первоначальные затраты. 2. Ожидаемая успешность метода. 3. Влияние метода на продуктивность скважины. 4. Затраты на ремонт. 5. Качество пластового песка (гранулометрия, окатанность). 6. Наличие в пласте переслаивающихся продуктивных и глинистых пропластков. 7. Вероятность поступления воды или газа. 8. Величина снижения пластового давления по сравнению с первоначальным. 9. информация о выносе песка. Основной задачей при заканчивании скважины является сохранение естественной фильтрационной характеристики пласта-коллектора и выбора способа хранения и конструкции нижней части скважины, позволяющих осуществлять ее эксплуатацию при слабо сцементированном коллекторе.
Исследование литолого-петрофизических свойств неустой чивых горных пород, вскрываемых ГС
Первоначальное предположение о влиянии вертикальной дифференциации глинистых пород по влагоемкости и содержанию разбухающих разностей на их устойчивость при наклонной проходке потребовало детально изучить эти параметры. Состав глинистого комплекса аргиллитов по данным рентгенофазового анализа практически не изменяется в интервале вскрытых пород (таблица 4.2). Некоторый разброс данных в содержании гидрослюды и смешанослой-ных образований (ССО) гидрослюда-монтмориллонитового ряда (13-20%) определяется влиянием терригенного материала, который контролирует содержание хлорита и каолинита в глинистом комплексе. Анализ особенностей смектита, который мог бы быть ответственным за размывание пород при наклонном бурении, показывает, что смешанослойные образования имеют низкое содержание набухающих слоев (до 30% на минерал). Очевидно, что при последовательном пересчете набухаемости на содержание самих ССО и глинистой фракции в породе их роль в рассматриваемой проблеме крайне незначительна.
Естественная влагоемкость пород, их водородосодержание и карбонат-ность были проанализированы методом дериватографии.
Особенность их заключается прежде всего в том, что удалось измерить естественную влажность образцов. Применение изолирующего снаряда при вскрытии надачимовских отложений позволило прямо на скважине отобрать и законсервировать образцы с первоначальной влажностью, которые затем и были проанализированы. Результаты термического исследования показывают, что естественная влагоемкость (влажность) образцов по разрезу меняется в незначительных пределах (3.1-3.6%) и хорошо согласуется с данными рентгенофазового анализа. Критерием, влияющим на её изменение остается глинистость образца и количество и тип терригенного материала. Так для карбонатных разностей она ниже (1.8-2.1%), некарбонатные, но окремненные породы характеризуются промежуточной влажностью. Таким образом, однотипность минералогического комплекса глин естественно приводит к близости физико-химических параметров контролируемых ими пород.
Изучение изменения влагоемкости образцов при насыщении над парами воды при последовательном насыщении одного и того же образца в течений 1 недели, 1 месяца, 1.5 месяцев и 2 месяцев заметно детализирует исходную картину (рисунок 4.1). Обращает на себя внимание резкая физико-химическая дифференциация пород при длительности насыщения более 1 месяца.
Как правило, осадочные породы состава надачимовских отложений при насыщении достигают предельной влагоемкости и в дальнейшем происходит выполаживание кривой насыщения. При этом породы дифференцируются только по времени наступления предельного насыщения. Однако, в случае надачимовских отложений происходит дифференциация пород по механизму насыщения. На рисунке 4.1 представлены кривые влагоемкости при насыщении во времени. Кривая влагоемкости для времени насыщения 1 неделя практически полностью повторяет кривую естественной влажности образцов. При переходе к кривой влагоемкости при времени насыщения 1 месяц характер кривой изменяется, появляются в пределах исследуемой коллекции относительные запаздывания насыщения как для целых интервалов (2743.24-2744.08 м), так и для отдельных образцов с глубинами отбора 2746,1 м; 2750.4 м;2751.21м.
Дальнейшее насыщение в течение 1.5 и 2 месяцев приводит к выявлению трех действующих механизмов насыщения пород, а значит и физико-химических особенностей пород при контакте с водой и водными растворами. Прежде всего, это естественный механизм насыщения, состоящий в последовательном увеличении влагоемкости во времени с достижением предельного насыщения в зависимости от интегральной сорбционной способности составляющих породу минералов. Такой механизм реализуется в интервалах 2746,1-2746.46 м (обр.10,11); 2747,47-2748,71 м (обр.14,15) и 2751,12-2753,92 м (обр.22-30). Последний интервал включает породы-коллекторы кровли пласта Ач1. Второй механизм состоит в увеличении влагоемкости при насыщении от 1 недели до 1 месяца, а затем снижении влагоемкости при последовательном насыщении в течение 1,5 и 2 месяцев в интервалах: 2743,24-2743.5 м (обр.1-3); 2749.11-2750.05 м (обр.16-19) и для образца 21 с глубиной отбора 2750.73 м. Третий механизм по своей природе соответствует второму, то есть имеет ту же тенденцию к снижению влагоемкости от 1 месяца насыщения к 1.5 месяцам. Однако, при насыщении в течение 2 месяцев влагоемкость нарастает, но предельного насыщения не достигает. Такой механизм реализуется в интервалах: 2744.08-2745.93 м (обр.4-6,9); 2746,66-2747,47 м (обр. 12.13) и для обр. 20 с глубиной отбора 2750,4 м.
Градиенты изменения влагоемкости для различных типов пород и механизмов, описанных выше, составляют: по первому механизму увеличение влагоемкости для карбонатизированных разностей от 1.9 до 2.6 %, для некарбонатных прослоев до 4 %; для образцов с примесью кремнистого и углистого материала по второму и третьему механизмам увеличение от 2.8 до 3.6 %, а затем уменьшение от 0.3 до 1.5 %. Таким образом, по результатам исследования влагоемкости пород установлено, что в пределах надачимовских отложений Конитлорского месторождения чередуются три типа пород с кардинально отличающимися свойствами влагоемкости при контакте с водой. Такие физико-химические особенности приведут к ослаблению толщи надачимовских глин при контакте с буровым раствором во времени за счет различной набухаемости.
Проведение исследования химического состава пород (рисунок 4.1) показало, что по основным породообразующим элементам (Si, Al, Fe,Ti, Са) прямой связи с характером изменения влагоемкости и текущей влажностью не установлено. По разрезу изменение содержания кремния и алюминия лишь характеризует расчленение разреза на покрышку и породы-коллекторы, что укладывается в стандартную картину химического состава различных типов осадочных пород.
