Разработка облегченного тампонажного материала с улучшенными свойства для крепления глубоких скважин в сложных геологических условиях Восточной Туркмении

• Автор: Какаджанов, Гоки
• Шифр специальности: 05.15.10
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1984
• Место защиты: Небит-Даг
• Количество страниц: 196 c. : ил

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. Состояние крепления скважин и постановка задачи

исследования.

1.1.1. Краткая характеристика особенностей геологического строения изучаемых районов .
1.1.2. Соленосная толща Восточной Туркмении и ее влияние на распределение нефтегазоносности мезозойского разреза

1.2. Условия цементирования скважин.

1.2.1. Температура и давление в скважинах.

1.2.2. Пластовые воды и отложения солей.

1.3. Применяемая конструкция скважин .

1.4. Осложнения при цементировании обсадных колонн . .

1.4.1. Поглощение цементного раствора.
1.5. Применяемые тампонажные смеси и методы цементирования обсадных колонн
1.6. Заколонные проявления и межколонные перетоки. . .
1.7. Постановка задачи исследования.
вывода
ГЛАВА П. Теоретические предпосылки, методика исследований
и характеристика применяемых материалов
2.1.1. Теоретические предпосылки разработки термосолестойкого облегченного тампонажного цемента
2.1.2. Общие сведения об аргиллитах.
2.2. Методы и методика исследований.
2.2.1. Определение сжимаемости вспученного
аргиллита.
2.2.2. Определение сцепления цементных образцов
с металлом
2.2.3. Определение коррозионной стойкости цементных образцов.
2.2.3.1. Обоснование выбора агрессивных сред
2.2.3.2. Методика исследования коррозионной
стойкости цементного камня
2.2.4. Исследование фазового состава цементного
2.2.5. Применение методов математической
статистики.
2.2.5Л. Оценка комплекса свойств цементного
камня с помощью функции желательности
2.2.5.2. Методы планирования экспериментов.
2.3. Характеристика применяемых материалов.
ГЛАВА Ш. Исследования и разработка облегченного термо
и солестойкого тампонажного материала.
3.1. Лабораторные исследования вспученного аргиллита
как облегчающей добавки к тампонажному цементу.
3.1.1. Сжимаемость вспученного аргиллита.
3.1.2. Состав смеси
3.1.3. Исследования физикомеханических свойств камня из цементноаргиллитовых и цементноаргиллитоглинистых растворов
3.2. Использование методов полного факторного эксперимента и крутого восхождения для отыскания оптимума и сравнительные испытания цементов
3.3. Исследования солестойкости тампонажних
цементов.
3.4. Сроки схватывания и загустевания изучаемых тампонажных растворов.
ВЫВОДЫ.
ГЛАВА У. Опытнопромышленные испытания и экономическая
эффективность разработанных рекомендаций
4.1. Опытнопромышленные испытания разработанных рекомендаций
4.1 Л. Опытнопромышленные испытания разработанного цементноаргиллитового тампонажного материала с небольшим количеством бентонита.
4.1.1.1. Цементирование 3миллиметровой промежуточной колонны в скважине 2 площади Западный Шатлык.
4.1.1.2. Цементирование 8миллиметровой эксплуатационной колонны в скважине
площади БайрамАли
4.1.2. Опытнопромышленные испытания разработанных коррозионностойких химических добавок , и К2С .
4.1.2.1. Цементирование 3миллиметровой промежуточной колонны в скважине 2 площади Даулетабад
4.1.2.2. Цементирование 5миллиметровой промежуточной колонны в скважине 2 площади
Даулетабад
4.1.2.3. Цементирование 7,8миллиметровой эксплуатационной колонны в скважине 2 площади Даулетабад
4.1.2.4. Цементирование 8миллиметровой эксплуатационной колонны в скважине 2 площади Даулетабад
4.2. Экономическая эффективность применения цементноаргиллитового тампонажного материала. . . .
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.
ЛИТЕРАТУРА


Коэффициент соленасыщенности разреза, как правило, не ниже 0,9. В Марыйском районе соленосная толща характеризуется значительным увеличением доли негалитовых пород, суммарное содержание которых в разрезе превышает . Галиты здесь засорены песчаноглинистым материалом 4, 8 . Максимальные глубины залегания подсолевых отложений приурочены к юговосточной части солевого бассейна. Отметки кровли подсолевых отложений здесь изменяются от минус до минус м, что соответствует глубинам м. Это обусловлено максимальной мощностью толщи солей м и всех надсолевых отложений Марыйский район. Амударьинский район отличается в целом меньшими глубинами залегания подсолевых отложений и сравнительно небольшими мощностями толщи солей м. Отметки глубин подсолевых отложений изменяются преимущественно от минус до минус м. Все выявленные в Восточной Туркмении газовые месторождения с позиции нефтегазогеологического районирования отвечают одноименным газоносным районам Ь . По данным Министерства геологии СССР количественный прогноз запасов природного газа этого района оценивается в трлн. В пределах рассматриваемого региона выделяются три этажа нефтегазоносности юрский подсолевой, меловой и верхнеюрский. Перспективы газоносности Восточной Туркмении в целом зависят от литологофациальной характеристики соленосной толщи верхней юры, широко развитой на этой территории 4, 8, . Там, где развиты непластичные и фациальнонеоднородные соли установлены газоносность надсолевых отложений и высокая перспективность как подсолевого, так и солевого комплекса Марыйский район. В районах развития фациально однородной пластичности толщи солей промышленно газоносны только подсолевые отложения Амударьинский район. В Амударьинском районе залежи газа приурочены к карбонатной толще келловейоксфорда, сложенной в основном плотными глинистыми разностями известняков. Емкостная характеристика подсолевых известняков зависит главным образом от степени их трещиноватости. Все месторождения Амударьинского района газоконденсатные, однопластовые, со сводовыми массивными залежами. Массивные залежи газа, иногда с нефтяной оторочкой непромышленного значения, связаны брахиантиклинальными структурами простого строения. Промышленная газоносность Марыйского района связана с терригенными коллекторами карабильской свиты, залегающей в надсолевом разрезе мезозойских отложений. Продуктивной в карабильской свите является ее верхняя часть, представленная хорошо отсортированными мелкозернистыми песчаниками с гипсовым цементом базального типа. Песчаники отличаются хорошими коллекторскими свойствами. Что касается подсолевых отложений юры, то их емкостная характеристика будет, видимо, такой же, как и в соседнем Чарджоуском районе 4, 8, . Газы характеризуются небольшим содержанием тяжелых углеводородов до 2 и полным отсутствием конденсата. На некоторых площадях Шарапли, Не
ли, ЮжноИолотанская отмечены признаки нефтеносности. В настоящее время основными объектами поисков в Марыйском районе становятся глубокозалегающие подсолевые карбонатные отложения келловеяоксфорда. В связи с быстрым ростом глубин разведочного бурения большое внимание уделяется изучению геотермических условий. В районах Восточной Туркмении средние геотермические градиенты до глубины примерно м изменяются в пределах 2,,5СЮ0 м . Геометрический градиент юрских отложений изменяется от 2,2 до 6,0С0 м. Средний геотермический градиент юрских отложений, рассчитанный по площадям исследуемой территории, составляет 3,4С0 м 7. Распределение величины геотермического градиента в большей мере зависит от глубин залегания фундамента. Наиболее погруженным участкам соответствует понижение температуры, а приподнятым повышение У. Изменение температуры с ростом глубин скважин приведено в табл. Дальнейшие перспективы газоносности Восточной Туркмении геологи связывают с глубинами порядка м, где рачетная тем
пература превышает С. Таблица 1. Температура недр Восточной Туркмении составил А. Анализ пластовых давлений по площадям Восточной Туркмении показывает, что превышение пластового давления над гидростатическим составляет 1,1, .