Проект строительства скважины с горизонтальным окончанием

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВВЕДЕНИЕ

В Беларуси единственным нефтегазоносным регионом является Припятский прогиб, который к настоящему времени, в целом, довольно хорошо изучен геологическими и геофизическими методами. Здесь в девонских и верхнепротеразойских отложениях открыто 64 месторождения нефти, включающих 185 залежей.

В настоящее время решать проблему сохранения уровня или замедления темпов падения добычи нефти становится весьма сложной задачей из-за ряда неблагоприятных факторов: обводнения скважин, истощения старых месторождений, сокращения объемов геологоразведочных работ, увеличения числа бездействующих скважин, рост трудноизвлекаемых запасов, увеличения доли мелких низкопродуктивных залежей.

Поэтому для сохранения уровня добычи нефти, кроме известных методов повышения продуктивности пластов, необходимо внедрение новых методов. Одним из таких методов является бурение горизонтальных скважин.

Данный метод актуален для месторождений находящихся на поздней стадии разработки, со сложным геологическим строением залежей, с тяжелой и вязкой нефтью.

Горизонтальные скважины применяют при разработке плотных слабопроницаемых коллекторов; пластов малой толщины; высокопроницаемых пластов для снижения градиентов давления и скорости фильтрации в прискваженной области; литологически неоднородных по площади коллекторов. Также горизонтальные скважины используются в качестве нагнетательных.

Основные преимущества бурения горизонтальных скважин заключаются в следующем:

увеличивается область дренирования и поверхность вскрытия продуктивных пластов, за счет этого снижается фильтрационное сопротивление в призабойных зонах, что способствует повышению производительности скважин и нефтеотдачи;

повышается степень извлечения углеводородов из недр за счет интенсификации перетоков углеводородов из низкопродуктивных зон по площади и продуктивному разрезу;

повышается степень извлечения жидких углеводородов за счет повышения эффективности процессов активного воздействия на пластовые флюиды;

горизонтальное окончание скважин располагают в пласте выше подошвенной воды, что позволяет продлить период безводной эксплуатации.

ГЛАВА 1 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РЕЧИЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении

Речицкое нефтяное месторождение расположено в Речицком районе Гомельской области Республики Беларусь, 15 км южнее районного центра г. Речица и 55 км юго-западнее областного центра г. Гомеля. В указанных городах имеются железнодорожные узловые станции и речные порты. Непосредственно через месторождение проходит шоссейная дорога Гомель - Калинковичи - Брест. Месторождение пересекает нефтепровод «Дружба». На примыкающей территории имеется сеть грунтовых дорог. Из других полезных ископаемых в районе месторождения имеются подземные воды, торф, каменная соль, строительные материалы (пески, гравийно-галечные смеси, строительный камень).

Район приурочен к восточной части Полесской низменности, представляет слегка всхолмленную, заболоченную равнину с абсолютными отметками 128-138 м над уровнем моря.

Гидрографическая сеть представлена бассейном р.Днепр и ее притоками. Имеется ряд более мелких естественных водотоков, сеть осушительных каналов и небольших водоемов.

Впервые Речицкое поднятие выявлено по поверхности соленосных и подсолевых отложений в 1949 г. Белорусской комплексной геофизической экспедицией.

Разведочные работы в пределах Речицкой площади начаты в 1961 г. -БКРБ производится бурение параметрической скв.1 в сводовой части поднятия по кровле подсолевых отложений. Признаки нефтеносности обнаружены в керне евлановских, воронежских и пярнуских отложений. В 1962 г. в южной части Речицкого поднятия начато бурение поисковых скв.2, 3 и 4. В сентябре 1963 г. в скв.2 впервые на Речицкой площади получен приток нефти из наровского горизонта. В 1964 г, были заложены глубокие поисковые скв.5, 6, 7, 8 и 9. В результате бурения были получены притоки нефти из межсолевых отложений в скв.8 и из подсолевых в скв.6. 1 мая 1965 г. Речицкое месторождение введено в пробную эксплуатацию. С 1967 г. месторождение находится в промышленной разработке.

1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения

В геологическом строении Речицкого месторождения принимают участие архейско-протерозойские породы кристаллического фундамента и осадочные образования верхнего протерозоя, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. По отношению к региональным соленосным отложениям осадочный разрез разделяется на ряд толщ:

подсолевая терригенная толща;

подсолевая карбонатная толща;

нижняя соленосная толща;

межсолевая толща;

галитовая и глинисто-галитовая верхнесоленосная толща;

надсолевая толща.

Подсолевая терригенная толща включает в себя отложения верхнего протерозоя: витебского, пярнуского, наровского, старооскольского и ланского горизонтов среднего и верхнего отделов девонской системы палеозойской эратемы. Породы верхнего протерозоя (РР2) представлены песчаниками, преимущественно светло-серыми, кварцевыми, слабосцементированными с редкой крупной галькой. Среди песчаников встречаются прослои глин и алевролитов. Толщина отложений составляет 10,4 - 33 м.

Отложения эйфельского яруса в составе витебского, пярнуского- Д2vtb + рг (отложения нерасчленены) и наровского - Д2nr горизонтов сложены преимущественно песчаниками пестроцветными и серыми с прослоями глин и алевролитов, вверх по разрезу - переслаивание глин, мергелей доломитовых, алевролитов и ангидритов. Толщина отложений 56-88 м.

В составе живетского яруса выделяется один старооскольский горизонт (Д2 st). Отложения распространены повсеместно на Речицкой площади. Залегают на размытой поверхности наровского горизонта. Нижняя часть разреза сложена в основном песчаниками и алевролитами с прослоями глин. Для верхней части разреза характерно частое чередование глин, алевролитов и песчаников при заметном преобладании глинисто-алевролитовых пород. По всему разрезу встречаются тонкие прослойки доломитов и доломитовых мергелей. Толщина от 20 до 87,5 м.

Отложения ланского горизонта относятся к франскому ярусу (Д3ln) девонской системы. В верхней части разреза ланских отложений преобладают глины с прослоями песчаников и алевролитов. Песчаники пестроцветные и светло-серые, иногда полевошпатовые, слюдистые, крепкие, массивные. Алевролиты обогащены глинистым веществом и чешуйками слюд. Глины темно-серые, пестроцветные, плотные, крепкие, с ленточной слоистостью, песчанистые и алевритистые, изредка переходят в глинистые алевролиты. Внизу залегают песчаники с тонкими прослоями глин. Толщина отложений от 7,5 до 60,5 м.

Подсолевая карбонатная толща несогласно залегает на терригенной. Разрез ее представлен отложениями саргаевского, семилукского, речицкого, воронежского горизонтов и кустовницких слоев евлановского горизонта верхнего отдела девонской системы палеозойской эратемы.

Саргаевский горизонт (Д2sr) распространен повсеместно. Литологически представлен доломитами, известняками и мергелями, встречаются прослои сульфатно-карбонатных пород и ангидритов. Доломиты микрозернистые, глаинистые, известковистые, иногда слоистые, местами доломиты переходят в доломитовые известняки. Мергели доломитовые и известково-доломитовые, залегают в виде тонких прослоев среди доломитов и известняков. Глины доломитовые. Глинистое вещество часто битуминизировано. Толщина отложений достигает 44 м.

Породы семилукского горизонта (Д3sm) залегают согласно на отложениях саргаевского горизонта. Представлены доломитами и известняками. Известняки серые, часто доломитистые. Доломиты микро- и мелкокристаллические, сильно трещиноватые и кавернозные. Как в известняках, так и в доломитах наблюдается примесь глинистого вещества, пирита. Изредка среди глинистых известняков и доломитов встречаются тонкие прослойки глин. Толщина семилукского горизонта 10-29 м.

Отложения речицкого горизонта (Д3rch) представлены глинисто-карбонатными породами, среди которых преобладают глинистые. Мергели зеленовато-серые, микрозернистые, массивные, плотные с прослоями алевролитов и доломитов. Глины серовато-зеленые, коричневато-бурые, аргиллитоподобные, в верхней части горизонта доломитистые, внизу -известковистые. Толщина горизонта в среднем 27 м.

Отложения воронежского горизонта (Д3vr) залегают в размытой поверхности речицкого горизонта.

По литологическим и фаунистическим особенностям воронежский горизонт делится на стреличевские и птичские слои.

Стреличевские отложения имеют глинисто-мергельный состав - сложены в основном глинами с мергелями с подчиненными прослоями известняков и доломитов.

Глины карбонатные с примесью кристаллов доломитов. Зеленовато-серые, коричневые, пестроцветные. Мергели обычно доломитизированные, массивные и слоистые. Известняки играют второстепенную роль. По типу пород известняки хемогенные, неравномерно кристаллические. Доломиты микрозернистые, редко разнозернистые.

Птичские отложения сложены преимущественно карбонатно-сульфатными породами с подчиненными прослоями песчаников и глин. Известняки органогенные, иногда доломитизированные, чистые и с небольшой примесью глинистого материала, массивные, трещиноватые. Окраска известняков от светло-серых до темно-серых.

Доломиты известковистые, глинистые, тонко- и мелкозернистые, серые и зеленовато-серые. Мергели темно-серые до черных и зеленовато-серые. Верхняя часть подгоризонта очень неоднородна, сложена преимущественно известняками, доломитами, мергелями и аргиллитами, присутствуют прослои ангидрита. Во всех породах встречаются зерна кварца, полевого шпата. Толщина горизонта от 60 до 108 м.

Евлановские отложения (Д3ev) представлены чередующимися прослоями глинистых известняков, доломитов, карбонатных глин, сульфатно-карбонатных, мергельных, глинисто-карбонатных и глинисто-сульфатно-мергельных пород.

По литологическим особенностям в разрезе выделяются две пачки: нижняя - кустовницкие слои - представленная чередующимися обогащенными сульфатами известняками, доломитами, мергелями, ангидритами, и верхняя - анисимовские слои, которая залегает в основании нижней соленосной толщи и в отличие от нижней пачки в ее разрезе преобладает каменная соль. Содержит прослои аргиллитов, мергелей, вследствие чего разрез ее более глинистый. Кроме этого отмечаются зерна кварца, полевых шпатов, чешуек слюды. В большом количестве присутствует пирит, обугленные остатки растений.

Ливенский горизонт (Д3lv) залегает несогласно на отложениях евлановского горизонта. Верхняя граница его размыта и проводится по подошве глинистой пачки домановичского горизонта.

Нижняя соленосная толща включает литологические ливенские отложения, представленные каменной солью с прослоями терригенно-карбонатных пород - известняков, доломитов, мергелей, глин, ангидритов.

Структура соли разнозернистая с отдельными более мелкими зернами галита, наблюдаются участки, где развиты зерна - гиганты. Соль часто в значительной степени перекристаллизованная. Средняя толщина отложений 360 м.

Межсолевая толща сложена породами домановичского, задонского, елецкого и петриковского горизонтов.

Породы домановичского горизонта (Д3dm) залегают на размытой поверхности соленосной толщи ливенского горизонта. Литологически сложен в основном мергелями, содержащими прослои глинистых, часто доломитизированных известняков, а также глин и ангидритов.

Мергели серые и темно-серые, почти черные, сложенные микрозернистым кальцитом, реже доломитом в различной степени перекристаллизованным глинистым веществом. Среди мергелей выделяются разности доломитисто-известковые и известково- доломитовые. Во всех породах встречается вулканическое стекло, присутствуют органические остатки. Толщина горизонта в среднем составляет 22,5 м.

В разрезе задонского горизонта преобладают известняки, доломиты. Известняки серые, прослоями водорослевые, участками переходящие в доломиты. Встречаются прослои известняков глинистых. Доломиты серые, тонкозернистые, массивные, крепкие, кавернозные, пористые. Встречаются значительные по толщине прослои мергелей темно-серых, тонкозернистых, слабоангидритизированных.

Отложения елецкого горизонта литологачески представлены доломитами, мергелями, известняками. Доломиты серые, микро- и мелкозернистые, неравномерно-глинистые, пористые, массивные. Мергели темно-серые, известково-доломитовые, ленточно-слоистые, плотные. Известняки светло-серые, часто глинистые до мергелей, ангидритизированные, плотные, крепкие.

Петриковский горизонт (Д3ptr) сложен известняками и мергелями, среди которых встречаются тонкие прослои глин.

Известняки серого цвета, глинистые, плотные, крепкие, слоистые, обычно доломитовые, пористые, трещиноватые. В большом количестве встречается пирит, обуглившиеся остатки растений. Мергели темно-серые, доломитовые и известково-доломитовые, слоистые, плотные, крепкие, участками пористые, трещиноватые. Часто содержат кристаллы доломита, обломки раковин, много пирита и обуглившихся остатков растении. Глины присутствуют в виде тонких прослоек, чередующихся с карбонатными породами. Толщина горизонта изменяется от 6 до 32 м.

Верхнесоленосная толща состоит из галитовой и глинисто-галитовой верхнесоленосных толщ, включающих в себя отложения лебедянского, стрешинского, оресского и полесского горизонтов (Д3lb + Д3or + str + Д3pl1). В основании галитовой толщи залегают породы лебедянского горизонта, представленные каменной солью серого и светло-серого до белого цвета. Реже встречается желтая, бурая и оранжевая, массивная, слоистая, часто с примесью глинистого материала, гипса, ангидрита, кальцита. Несолевые породы, залегающие в толще соли в виде прослоев и линз, представлены известняками, мергелями, ангидритами, туфами.

Глинисто-галитовая толща отличается от галитовой значительно большим количеством прослоев несолевых пород. Широко развита на погруженных участках структуры. Представлена каменной солью со множеством прослоев несолевых пород. Верхняя часть глинисто-галитовой толщи - отложения полесского горизонта - представляет собой переслаивание каменной соли и глин, вверху - песчаники, алевритистые глины, мергели, доломиты.

Общая толщина галитовой и глинисто-галитовой толщи изменяется в широких пределах - от 70 до 2096 м.

Надсолевая толща сложена породами каменноугольной системы, частично отложениями полесского горизонта, пермской системы палеозойской эратемы, триасовой, юрской и меловой систем мезозойской эратемы, палеогеновой, неогеновой и антропогенной систем кайнозойской эратемы. Породы представлены терригенно-карбонатными образованиями-глинами, алевролитами, песчаниками, гравелитами, кварцево-глауконитовыми песками, мергельно-меловыми породами. Средняя толщина надсолевой толщи 1100 м.

1.3 Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов

В тектоническом отношении Речицкое месторождение расположено в пределах гребня Речицко-Вишанской ступени Припятской впадины.

Спроение различных стратиграфических комплексов месторождения установлено по данным сейсморазведки, поисково-разведочного и эксплуатационного бурения.

Кристаллический фундамент на Речником месторождении залегает на глубинах 2800-ЗЗООм, его поверхность моноклинально погружается в северном направлении от Речицкого субрегионального разлома под углом 8-9°.

По поверхности подсолевых терригенных отложений Речицкая структура представляет собой моноклиналь с северо-восточным падением пород, разбитую поперечными сбросами на три крупных блока. Последние в свою очередь осложнены рядом малоамплитудных разломов. С юга структура ограничена Речицким региональным разломом амплитудой до 3000 м.

По межсолевым отложениям структура представляет собой брахиантиклинальную складку субширотного простирания, на юге, вдоль регионального сброса, зоной отсутствия межсолевых отложений. Амплитуда складки по изогипсе минус 2400 м более 600 м, длина склада около 23 км.

По поверхности верхней соленосной толщи Речицкая структура представляет собой резко ассиметричную брахиантиклиналь длиной около 12 км, шириной 2,5 - 4,0 км, амплитудой до 800 м. По надсолевым девонским и каменноугольным отложениям амплитуды поднятий постепенно уменьшаются, хотя структурные планы этих отложений близки. В пределах вершины соляного купола отложения надсолевого девона и карбона выклиниваются. Пермские и мезокайнозойские отложения залегают практически горизонтально.

Структурный план поверхности верхнепротерозойских отложений в целом соответствует таковому по поверхности подсолевого терригенного комплекса и кристаллического фундамента.

Поверхность верхнепротерозойских отложений на Речицком месторождении моноклинально понижается в северном направлении от отметок минус 2600 м до минус 3400 м.

Зона отсутствия перспективных отложений в центральной части структуры (район скважин №№ 249,7, 91, 11-Речицкие), позволяет выделить два участка распространения вендских отложений - западный (район скв.240) и восточный (район скв.2), разделенные в свою очередь разрывными нарушениями на тектонические блоки.

Контур зоны отсутствия верхнепротерозойских отложений прогнозируется исходя из данных бурения и характера распределения толщин подсолевого терригенного комплекса в целом и отдельных его горизонтов.

Западный участок разрывным нарушением северо-западного простирания, амплитудой 60 м, разделен на два блока (I и II). Блок I простирается с северо-запада на юго-восток и имеет линейную форму. Он ограничен с юго-запада Речицким разломом, с северо-востока - малоамплитудным (около 20 м) разломом, параллельным Речицкому, и разломом, разделяющим I и II блоки.

Блок II имеет треугольную форму и ограничен с востока зоной отсутствия верхнепротерозойских отложений.

Блок II залегает гипсометрически выше блока L, минимальные отметки перспективных отложений в блоке I составляют минус 2660 м, в блоке II минус 2600 м.

Восточный участок разделен субмеридиональным сбросом, амплитудой 0-70 м на блоки III и IV. Абсолютные отметки поверхности верхненротерозойских отложений в вершинах блоков составляют соответственно минус 2830 м и минус 2760 м. Относительно приподнятым является блок IV.

1.4 Нефтегазоносность

Речицкое месторождение расположено в северо-восточной части Припятского прогиба в пределах Речицко-Вишанской зоны нефтегазонакопления.

Промышленная нефтегазоносность Речицкого месторождения связана с терригенными коллекторами верхнего протерозоя, старооскольского + ланского горизонтов и карбонатными коллекторами семилукских, воронежских (стреличевские слои), задонских - елецких - петриковских (I-III; IV; VIII+IX пачки) отложений.

Ниже приводится подробное описание каждого продуктивного нефтегазоносного горизонта.

Вендский комплекс верхнего протерозоя

При испытании в открытом стволе верхнепротерозойских отложений (интервал 2886 - 2915 м) получен приток бурового раствора с нефтью и газом, дебитом 7,3 - 10,8 м3/сут. При испытании в эксплуатационной колонне интервала 2925 - 2942 м, получен приток сильногазированной нефти дебитом 18 м3/сут на 2 мм штуцере. Пластовое давление на глубине 2900 м составляет 28,49 МПа.

Коллектора представлены песчаниками с примесью гравийного материала. Крупнозернистые и гравелитовые разности хорошо отсортированные с цементом соприкосновения и глинистым пленочным, нефтенасыщенные. На изученных участках толщина отложений колеблется от 10 м до 35 м, уменьшаясь к южной части Речицкой площади, что связано с выклиниванием песчаных пачек в разрезе.

В верхнепротерозойских отложениях выделяются 13 нефтенасыщенных пластов - коллекторов, суммарной толщиной 18,4 м.

Тип коллектора - поровый.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным разломом, с востока - зоной отсутствия отложений, с севера и запада - ВНК, предположительно на отметке минус 2780 м.

Режим - ограниченно-водонапорный.

Наровский горизонт

Из отложений наровского горизонта в 1963 - 1964 гг. получен единичный непромышленный приток вязкой нефти в скв.2, дебитом 1,0-1,5 м3/сут. Последующими испытаниями скважин 16, 19 нефтеносность указанных отложений не подтверждена. Как объект подсчета наровский горизонт не рассматривается.

Старооскольский + ланский горизонты

Вскрыт на отметках - 2424 - 4678 м.

Цитологически коллектор представлен преимущественно кварцевыми мелкозернистыми песчаниками и алевролитами, содержащими редкие, тонкие прослои глин, доломитов и мергелей. Нефтенасыщенные толщи наблюдаются от 2,2 до 15,8 м. Тип коллектора: порово-трещинный.

Залежь пластовая, ограниченная с юга региональным тектоническим разломом, с востока и севера - контуром нефтеносности, с запада - зоной отсутствия коллектора.

Значение ВНК условно принято на отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного интервала минус 2625 м.

Размеры залежи: длина - 6,0 км, ширина - 1,2 км, высота - 158 м.

Режим - ограниченно-водонапорный.

Саргаевский горизонт

Вскрыт на отметках - 2383 - 3094 м.

Коллекторами нефти являются трещиноватые, кавернозные известняки и доломиты.

Тип коллектора порово-кавернозно-трещинный.

Саргаевская залежь представлена тремя полями, тектонически ограниченная с юга и литологически (зона отсутствия коллектора) с востока, запада и севера.

Залежь пластовая, литологически и тектонически ограниченная.

Размеры залежи: длина - 7,9 км, ширина - 1,7 км, высота порядка 216 м.

Семилукский горизонт

Вскрыт на отметках - 2400 - 4385 м.

Коллекторами являются известняки и доломиты пористые, кавернозные, трещиноватые. Каверны достигают в диаметре от 0,1 мм до 0,1см. Чаще всего каверны и поры заполнены нефтью. Трещины ориентированы в различных направлениях, выполнены кальцитом.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 24 м.

Тип коллектора: каверново-порово-трещинный.

Залежь пластовая, тектонически экранированная с юга, запада и востока. Северной границей служит контур нефтеносности.

Размеры залежи: длина - 16,2 км, ширина - 2,8 км, высота - 409 м.

Режим залежи ограниченно-водонапорный.

Воронежский горизонт

Вскрыт на глубинах 2479 м (-2281,3 м) - 3087 м (-2943 м).

В воронежских отложениях выделяются две залежи: птичская (vr I) и стреличевская (vr II), запасы которых относятся соответственно к категориям С2и А.

Коллекторами нефти являются преимущественно известняки хемогенные, кавернозные, трещиноватые, органогенные, иногда с примесью глинистого вещества. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.

Залежи практически совпадают в плане, пластовые, тектонически экранированные: с юга - региональным сбросом, с запада и востока -малоамплитудными тектоническими нарушениями. Северной границей служит контур нефтеносности, проведенный на отметке ВНК-2797 м. Залежи характеризуются высокой степенью неоднородности коллекторских свойств по толщине и площади.

Размеры залежи: длина -13,6 км, ширина - 3,0 км, высота - 491 м. Режим восточного участка залежи упруго-водонапорныый со слабой активностью законтурных вод, остальной части - упруго-замкнутый.

Межсолевые отложения Залежь VIII+IX пачек задонско-елецкого горизонта

Вскрыта на глубинах от 2004 до 2530 м.

Коллекторами нефти являются известняки и доломиты в различной степени доломитизированные, пористые, кавернозные, трещиноватые.

Тип коллектора порово-каверново-трещинный.

Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,2 до 46,4 м, водонасыщенные - 3,6-38,8 м.

Залежь пластовая, сводовая, стратиграфически ограниченная с юга (зона отсутствия межсолевых отложений). На севере, северо-западе и юго-востоке границей залежи служит контур нефтеносности, проведенный по средней линии ВНК=-2088 м.

Размеры залежи: длина - 9,2км, ширина - 2,0 км, высота - 213 м.

Режим залежи упруго-водонапорный со слабой активностью законтурных вод.

Залежь V-VII пачек задонско-елецкого горизонта.

Вскрыта на отметках-1817 - 2295,5 м.

Коллекторами нефти являются известняки и доломиты в различной степени доломитизированные, пористые, кавернозные, трещиноватые.

Тип коллектора: порово-каверново-трещинный.

Отложения V-VII пачек относятся к категориям С2.

Залежь пластовая, сводовая, стратиграфически экранированная с юга и запада (зона отсутствия межсолевых отложений), с севера и востока ограничена контуром нефтеносности (ВНК=-2088 м).

Размеры залежи: длина - 10,5 км, ширина - 2,2 км, высота - 227 м.

Залежь IV пачки задонско-елецкого горизонта

Вскрыта на глубинах 1918 - 2172 м.

Нефгевмещаюшими породами служат пористые, трещиноватые, кавернозные известняки и доломиты.

Тип коллектора: порово-каверново-трещшшьш.

Эффективные толщины изменяются от 1,2 м до 18,2 м.

Залежь пластовая, сводовая, стратиграфически экранированная с юга и запада (зона отсутствия межсолевых отложений), с севера и востока-контуром нефтеносности (по отметке ВНК=-2088 м).

Размеры залежи: длина - 11,7 км, ширина - 2,7 км, высота - 305 м.

Залежь I - III пачек задонско-елецкого горизонта.

Вскрыта на глубинах 1859,2 - 4727 м.

На Речицкой площади по материалам геофизических исследований скважин выделены эффективные толщины в пределах 0,8 - 32 м.

Отложения I-III пачек относятся к категориям C1 и C2.

Залежь представлена тремя полями, вытянутыми вдоль зоны отсутствия межсолевых отложений, являющейся их южной границей. С севера, запада и востока границей нефтеносности служит зона отсутствия коллектора. Залежь пластовая, стратиграфически и литологически ограниченная.

Размеры залежи: длина - 11,7км, ширина - 2 км, высота - 224 м.

Нефтевмещающими породами служат пористые, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.

Тип коллектора: порово-каверново-трещинный.

Данные по подсчету и пересчету запасов нефти приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Запасы нефти Речицкого месторождения

Горизонт	Кате-гория	Начальные запасы, у.е.	Добыто с начала эксплуата-ции, у.е.	Остаточные запасы, у.е.
		Геоло-гичес-кие	Извле-ка- емые		Геоло-гичес-кие	Извле-ка- емые
Задонский IV п.	А	11956	5022	4316	7690	204
Задонский V п.	С2	266	363		2266	363
Задонский VIIIп.	А	13195	4750	3707	9488	1043
Итого: Задонский	А	25151	9772	7501	17650	2271
Воронежский,IIп.	А	3196	1278
	С1	1426	570
Воронежский I п.	С1	1404	562
	С2	3877	1551		3877	1551
Итого: Воронежский	А	3196	1278	608	2588	670
	С1	2830	1132	173	2657	959
	А+С1	6026	2410	781	5245	1629
	С2	3877	1221		3877	1551
Семилукский	А	30936	19491	18085	12851	1406
Пашийский (ланский)	С1	2782	835	259	2523	576
Вендский комплекс I б. II б.	С1	1002	436	21	981	415
	С1	1377	599	18	1359	581
Итого: Вендский	С1	2379	1035	39	2340	996
Всего:	А+С1	67274	33543	26432	40842	7111
	С2	6143	1914		6143	1914
Елецкий (забалансовые)	С1	3834	767		3834	767

ГЛАВА 2. ПРОЕКТ СТРОИТЕЛЬСТВА ЭКСПЛУТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЫ №269 РЕЧИЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1 Конструкция скважины

Успешная проводка и заканчивание скважин в значительной степени зависят от правильного выбора их конструкции, обеспечивающей разделение зон, характеризующихся несовместимыми условиями бурения, различными режимами бурения с соответствующими буровыми растворами.

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве, диаметрах и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах ствола скважины и интервалах цементирования для каждой из них.

2.1.1 Назначение и виды обсадных колонн

Конструкцию скважины следует выбирать с учётом глубины залегания нефтяных пластов, давления в них, характера разбуриваемых пород, наличия возможных осложнений при бурении скважины, условий эксплуатации, а также возможности проведения ремонтных работ.

Конструкция скважины должна быть прочной и обеспечивать изоляцию продуктивных пластов, минимальные затраты средств на разведку и разработку месторождения, достижения необходимого режима эксплуатации, максимальное использование пластовой энергии для транспортировки добываемых нефти и газа, доведения скважин до проективной глубины.

При бурении скважин на нефть и газ их стволы должны быть закреплены обсадными колонами. В настоящее время используется несколько типов обсадных колонн:

Направление - первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Обычно направление спускают в заблаговременно подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину.

Кондуктор - колонна обсадных труб, предназначенная для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Промежуточная колонна - колонна служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин. Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

хвостовики - для крепления только не обсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами;

эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и добычи из пласта нефти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласт жидкости или газа.

Секционный спуск обсадных колонн и крепление скважин хвостовиком являются, во-первых, практическим решением проблемы спуска тяжелых обсадных колонн и, во-вторых, решением задачи по упрощению конструкции скважин, уменьшению диаметра обсадных труб, а также зазоров между колоннами и стенками скважины, сокращению расхода металла и тампонирующих материалов, снижению стоимости буровых работ и сокращению сроков строительства скважин.

2.1.2 Основные факторы для разработки конструкции скважины

Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико-экономических факторах:

геологические особенности залегания горных пород, их физико-механическая характеристика, наличие флюидосодержащих горизонтов, пластовые температуры и давления, а также давление гидроразрыва проходимых пород;

назначение и цель бурения скважины;

предполагаемый метод заканчивания скважины;

способ бурения скважины;

уровень организации техники, технологии бурения и геологическая изученность района буровых работ;

уровень квалификации буровой бригады и организация материально-технического обеспечения;

способы и техника освоения, эксплуатации и ремонта скважины.

К объективным геологическим факторам относятся предполагаемая и фактическая стратиграфия и тектоника разреза, мощность пород с различной проницаемостью, прочностью, пористостью, наличие флюидосодержащих пород и пластовые давления. Они определяют принципы проектирования.

Геологическое строение разреза горных пород при проектировании конструкции скважин учитывается как фактор неизменный.

В процессе разработки залежи ее первоначальные пластовые характеристики будут изменяться, так как на пластовые давления и температуру влияют продолжительность эксплуатации, темпы отбора флюидов, способы интенсификации добычи и поддержания пластовых давлений, использование новых видов воздействия на продуктивные горизонты с целью более полного извлечения нефти и газа из недр. Поэтому эти факторы необходимо учитывать при проектировании конструкции скважин.

Конструкция скважин должна отвечать условиям охраны окружающей среды и исключать возможное загрязнение пластовых вод и межпластовые перетоки флюидов не только при бурении и эксплуатации, но и после окончания работ и ликвидации скважины. Поэтому необходимо обеспечивать условия для качественного и эффективного разобщения пластов. Это один из главнейших факторов.

Все технико-экономические зависят от уровня и степени совершенствования всех форм организации, техники и технологии буровых работ в совокупности. Эти факторы влияют на выбор конструкции скважин, позволяют ее упростить, однако не являются определяющими при проектировании. Они изменяются в широких пределах и зависят от исполнителей работ.

Простая конструкция (кондуктор и эксплуатационная колонна) не во всех случаях является рациональной. В первую очередь это относится к глубоким скважинам (4000 м и более), вскрывающим комплекс разнообразных отложений, в которых возникают различные, иногда диаметрально противоположные по характеру и природе осложнения.

Следовательно, рациональной можно назвать такую конструкцию, которая соответствует геологическим условиям бурения, учитывает назначение скважины и другие, отмеченные выше факторы и создает условия для бурения интервалов между креплениями в наиболее сжатые сроки. Последнее условие является принципиальным, так как практика буровых работ четко подтверждает, что чем меньше времени затрачивается на бурение интервала ствола между креплениями, тем меньше количество и тяжесть возникающих осложнений и ниже стоимость проводки скважины.

2.1.3 Описание конструкции скважины

Выбор конструкции скважины - основной этап её проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта, предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создания условий для снижения затрат времени и материально - технических средств на бурение.

Конструкция скважины должна обеспечить:

Безусловное доведение скважины до проектной глубины;

Осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Под конструкцией забоя понимается:

Сочетание элементов конструкции скважины в интервале продуктивного объекта;

Обеспечение устойчивости ствола;

Разобщение напорных горизонтов;

Проведение технико-технологических воздействий на пласт;

Ремонтно-изоляционные работы;

Длительная эксплуатация скважин с оптимальным дебитом;

Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения перечисленных требований, проектируется, исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины. Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплён обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.

Конструкция скважины № 269 Речицкого месторождения представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Интервал по стволу скважины	Номинальный диаметр ствола скв. (долота) в инт-ле, мм	Назначение спускаемой колонны
		От (верх)	До (низ)
1	Кондуктор D 324 мм	0	225	444,5	Перекрытие водоносных горизонтов
2	Промежуточная D245мм	0	2095	295,3	Перекрытие надсолевого комплекса
3	Потайная D 194 мм	1995	2485	215,9	Перекрытие не совместимых зон по условиям бурения
4	Эксплуатационная D140х168 мм	0 1995 2485	1995 2485 2874	225,0 175,0 165,1	Перекрытие части подсолевых отложений. Последующая эксплуатация продуктивных горизонтов
5	Открытый ствол	2874	3046	114,3

2.2 Профиль ствола скважины

2.2.1 Общие сведения

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряженных между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.

Под направляющей частью профиля следует понимать часть ствола скважины от ее устья до точки с заданными координатами на кровле или непосредственно в самом продуктивном пласте, являющемся началом горизонтального участка.

При проводке направляющей части горизонтальной скважины необходимо на проектной глубине вывести ствол скважины не только в точку с заданными координатами, но и, что очень важно для дальнейшей проводки горизонтального участка, под заданным углом.

Так как горизонтальный участок предназначен для продольного вскрытия продуктивного пласта, который может иметь различную форму и структуру, то, в свою очередь, горизонтальный участок профиля должен иметь соответствующую геометрию.

Рис. 2.1 - Схемы горизонтальных скважин с большим (>190 м), средним (60-190м) и малым (10-30 м) радиусом кривизны

При проектировании горизонтальных скважин необходимо использовать J-образный тип профиля.

По величине радиуса кривизны ствола различают три типа профиля горизонтальной скважины с (рис. 2.1):

большим радиусом кривизны;

средним радиусом кривизны;

малым радиусом кривизны.

Горизонтальные скважины с большим (более 190 м) радиусом кривизны могут быть реализованы при кустовом способе бурения на суше и на море, а также при бурении отдельных скважин с большим отклонением от вертикали при длине горизонтального участка 600-1500 м.

При строительстве данных скважин используется стандартная техника и технология наклонно направленного бурения, позволяющая получать максимальную интенсивность искривления i = 0,7 - 2,0° на 10 м проходки.

Горизонтальные скважины со средним радиусом кривизны применяются при бурении как одиночных скважин, так и для восстановления продуктивности эксплуатационных скважин. При этом максимальная интенсивность искривления скважины находится в пределах от 3 до 10 градус/10 м (радиус 60-190 м) при длине горизонтального участка 450-900 м. Горизонтальные скважины, выполняемые по среднему радиусу, наиболее экономичны, так как имеют значительно меньшую длину ствола (по сравнению со скважинами с большим радиусом), а также обеспечивают более точное попадание ствола в заданную точку на поверхности продуктивного горизонта, что особенно важно для разбуривания маломощных нефтяных и газовых пластов.

Горизонтальные скважины с малым радиусом кривизны успешно используются при разбуривании месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации, а также для бурения ствола скважины из вырезанного участка эксплуатационной колонны. Профиль скважины с коротким радиусом искривления, позволяет разместить насосное оборудование в вертикальном участке скважины и обеспечить наибольшую точность попадания ее ствола в заданную точку поверхности продуктивного горизонта. При этом радиус кривизны ствола скважины составляет 10-30 м (интенсивность 1,1-2,5° на 1 м) при длине горизонтального участка 90-250 м.

С уменьшением радиуса кривизны ухудшаются условия работы труб в скважине, снижается вероятность прохождения в скважину забойных двигателей, геофизической аппаратуры и обсадных труб. Если скважины с большим радиусом кривизны можно бурить с применением обычных забойных двигателей и бурильных труб, то при бурении скважин по среднему радиусу в компоновку низа бурильной колонны включают специальные трубы и укороченный двигатель. Проводка скважин с коротким и ультракоротким радиусом (менее 10 м) кривизны также невозможна без специальных бурильных труб и инструмента.

2.2.2 Выбор и проектирование профиля горизонтальной скважины

Большое разнообразие геолого-технических условий эксплуатации нефтяных месторождений, различное состояние их разработки требуют индивидуального подхода к проектированию горизонтальных скважин даже в пределах одного месторождения или площади.

Основной целью бурения горизонтальной скважины является не пересечение продуктивного пласта в поперечном направлении, как при наклонном бурении, а вскрытие нефтегазосодержащей части пласта продольным стволом. Поэтому проектирование горизонтальной скважины целесообразно начинать с определения протяженности, формы и направления горизонтального участка скважины.

Указанные параметры зависят от степени неоднородности продуктивного пласта, его мощности и литологии, распределения горной породы по твердости и устойчивости разреза.

Геологическая характеристика разреза должна давать полное представление о следующем:

возможность заканчивания скважины без разобщения и изоляции нижней части разреза, включая продуктивный пласт;

наличие интервалов устойчивых пород и их мощность;

литологический состав, характер и степень фациальных изменений пород продуктивного пласта и вышележащих пластов;

углы наклона пласта и его мощность.

Эксплуатационная характеристика пласта должна включать:

запасы нефти, добыча которых вертикальными или наклонными скважинами затруднена или практически невозможна;

пластовое давление;

состояние разработки залежи;

режим работы пласта;

способы эксплуатации и предполагаемая частота, причины и характер ремонтов;

эффективность других методов интенсификации добычи и методов увеличения нефтеотдачи.

Направляющая часть профиля горизонтальной скважины проектируется с учетом прежде всего реализации запланированных параметров горизонтального участка в намеченном месте продуктивного пласта с использованием современных технических средств и технологии.

Геометрия направляющей части профиля горизонтальной скважины зависит от следующих факторов:

горно-геологических условий бурения, структуры и литологии горных пород, расположенных непосредственно над вскрываемым продуктивным пластом;

конструкции скважины;

протяженности горизонтального участка;

статического уровня пласта;

мощности продуктивного пласта;

возможности применения существующей технологии горизонтального бурения.

При проектировании горизонтальных скважин используются профили с большим, средним, коротким и ультракоротким радиусами кривизны, а также комбинированный профиль.

Скважины с горизонтальным участком протяженностью свыше 500 м в целях снижения сил сопротивления при перемещении бурового инструмента в скважине, а также создания достаточной нагрузки на долото целесообразно проектировать с большим радиусом кривизны. При этом используются профили 1, 2 и 5 (рис. 2.2).



Рис. 2.2 - Профили горизонтальных скважин

Проводка отдельных участков профиля 3 или 5 горизонтальных скважин может осуществляться неориентированно, т.е. с применением КНБК, что существенно упрощает технологию бурения таких скважин и сокращает время на проведение инклинометрических работ. Однако КНБК могут использоваться только при бурении таких горных пород, в которых обеспечивается надежная их работа в части устойчивости на проектной траектории. Это следует учитывать при проектировании горизонтальных скважин с большим радиусом кривизны.

Для проектирования со средним радиусом кривизны используются преимущественно профили 1, 2, 3, реже 4 и 5 (см. рис.2.2).

При проектировании горизонтальной скважины со средним радиусом кривизны проектную интенсивность увеличения зенитного угла принимают на 10-20% меньше максимальной интенсивности увеличения зенитного угла, обеспечиваемой имеющимся в распоряжении буровой организации отклонителем.

Профили с малым и ультрамалым радиусами кривизны используются для проектирования профиля дополнительного ствола скважины, бурение которого производится из вырезанного участка обсадной колонны, а также для вскрытия горизонтальным стволом маломощных продуктивных пластов. Такие скважины проектируются преимущественно по профилю 1. (см. рис. 2.2).

2.2.3 Методика расчета профиля горизонтальной скважины

Профиль горизонтальной скважины состоит из направляющей части и горизонтального участка. Направляющая часть профиля горизонтальной скважины может включать вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный участок и участки увеличения зенитного угла или состоять только из вертикального участка и участка увеличения зенитного угла.

Горизонтальный участок может быть выполнен в виде восходящей или нисходящей дуги окружности, т.е. быть вогнутым или выпуклым, а также прямолинейным или волнообразным. Горизонтальный участок в зависимости от угла падения продуктивного пласта может быть расположен под любым заданным углом к вертикали, в том числе и под углом 90°.

Направляющая часть профиля горизонтальной скважины и ее горизонтальный участок могут рассчитываться отдельно. Однако они должны быть сопряжены друг с другом.

Назначение направляющей части профиля горизонтальной скважины заключается в выведении ствола под определенным углом в точку продуктивного пласта с заданными координатами. Поэтому при расчете этой части профиля горизонтальной скважины кроме проектной глубины и отклонения ствола скважины от вертикали необходимо задавать величину зенитного угла на проектной глубине. Кроме того, как правило, задается величина радиуса кривизны участка увеличения зенитного угла скважины.

Для расчетов приняты следующие условные обозначения:

H - проектная глубина направляющей части профиля скважины (глубина начала горизонтального участка);

A - проектное смещение профиля скважины на проектной глубине;

- зенитный угол на проектной глубине (угол входа ствола скважины в продуктивный пласт);

- длина вертикального участка;

L - длина тангенциального участка направляющей части профиля;

- глубина в конце горизонтального участка;

- смещение скважины в конце горизонтального участка;

- зенитный угол в конце горизонтального участка;

- длина горизонтального участка;

- протяженность горизонтального участка;

- угол охвата первого интервала волнообразного горизонтального участка;

T - предельное смещение горизонтального участка в поперечном направлении;

- предельное смещение двухинтервального горизонтального участка в поперечном направлении вверх и вниз соответственно;

- зенитный угол в конце i-ro участка профиля;

- радиус кривизны горизонтального участка;

- радиус кривизны первого и второго интервалов волнообразного горизонтального участка соответственно.

Направляющая часть профиля. Методика расчета направляющей части профиля горизонтальной скважины основана на решении системы уравнений проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси.

При этом расчет профиля горизонтальной скважины сводится к определению длины вертикального участка и радиуса кривизны одного из участков или длины тангенциального участка, если он имеется, при заданных остальных параметрах профиля (см. рис.2.2).

Профиль 1. Исходные данные для расчета: H, A,.

Расчет:

(2.1)

(2.2)

Профиль 2. Исходные данные для расчета: H, A,, ,.

Расчет:

(2.3)

(2.4)

Профиль 3. Исходные данные для расчета: H, A,, ,.

Расчет:

(2.5)

(2.6)

где

(2.7)

Профиль 4. Исходные данные для расчета: H, A,, ,,,.

Расчет:

(2.8)

где

(2.9)

(2.10)

где

(2.11)

Профиль 5. Исходные данные для расчета: H, A,, ,,.

Расчет:

(2.12)

где

(2.13)

(2.14)

где

(2.15)

Горизонтальный участок профиля. Методика расчета профиля горизонтального участка скважины учитывает прежде всего цель строительства горизонтальной скважины, которая заключается в продольном вскрытии продуктивной части нефтегазосодержащего пласта. Поэтому геометрия горизонтального участка должна соответствовать форме той части пласта, где предполагается расположить горизонтальный участок.

Другими словами, горизонтальный участок должен располагаться вдоль продуктивной части пласта и не выходить за границы нефтегазосодержащей его части.

Таким образом, основные параметры, определяющие геометрию горизонтального участка, следующие:

- зенитный угол в начале горизонтального участка;

- протяженность горизонтального участка по пласту, т.е. длина проекции горизонтального участка на касательную к началу горизонтального участка;

- предельные отклонения горизонтального участка в поперечном направлении.



Рис. 2.3 - Виды горизонтального участка скважины

Прямолинейный горизонтальный участок (рис. 2.3, а):

Вертикальная проекция:

(2.16)

Горизонтальная проекция:

(2.17)

Горизонтальный участок в виде дуги окружности (рис. 2.3, б, в):

радиус горизонтального участка:

(2.18)

вертикальная проекция:

(2.19)

горизонтальная проекция

(2.20)

зенитный угол в конце горизонтального участка

(2.21)

длина горизонтального участка

(2.22)

Волнообразный горизонтальный участок (рис. 2.3, г):

радиус кривизны второго интервала горизонтального участка

(2.23)

где

(2.24)

(2.25)

(2.26)

(2.27)

вертикальная проекция:

(2.28)

горизонтальная проекция:

(2.29)

длина проекции первого интервала горизонтального участка на касательную в его начальной точке:

(2.30)

угол охвата интервала с радиусом :

(2.31)

зенитный угол:

(2.32)

С целью изучения коллекторских свойств продуктивного пласта и уточнения проектной траектории с горизонтальным окончанием, предлагается проводка пилотного ствола с последующей установкой цементного моста и зарезкой горизонтального ствола скважины.

Согласно методики, приведенной выше, практический расчет профилей пилотного и горизонтального стволов скважин, исходя из критерия минимальной интенсивности искривления скважин (по Лубинскому), произведен на ЭВМ с использованием программного обеспечения компании «Schlumberger».



2.3 Буровые растворы

2.3.1 Общие сведения

Одной из особенностей широко применяемого вращательного бурения является циркуляция бурового раствора в скважине. При этом циркулирующий агент выполняет несколько функций, которые можно подразделить на:

Гидродинамические - выполняемые за счет циркуляции бурового раствора. Они включают:

вынос выбуренной породы с забоя скважины на поверхность;

размыв породы на забое скважины струей бурового раствора (гидромониторный эффект);

перенос энергии от насосов к забойным двигателям.

Гидростатические - осуществляются столбом бурового раствора, заполняющего скважину. К ним относятся:

создание гидростатического равновесия в системе ствол скважины - пласт;

создание гидростатического давления на стенки скважины, сложенные слабосвязанными, пластичными, а также трещиноватыми породами;

удержание частиц выбуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции;

уменьшение нагрузки на талевую систему за счет вытеснения бурового раствора бурильными и обсадными колоннами.

Физико-химические, к ним относятся:

сохранение связанности пород, образующихся со стенок скважины;

предотвращение размыва и растворения стенок скважины;

уменьшение проницаемости пористых пород, слагающих стенки скважины;

предохранение бурового оборудования и инструмента от коррозии;

уменьшение трения и износа бурильных и обсадных труб;

сохранение проницаемости продуктивных горизонтов при их вскрытии;

улучшение буримости твердых горных пород;

сохранение необходимых свойств бурового раствора в процессе бурения скважины.

Термодинамические, к ним относятся:

сохранение теплового режима в интервалах скважины, сложенных многолетнемерзлыми горными породами;

охлаждение породоразрушающего инструмента и рабочих органов забойных двигателей.

Такие сложные функции буровые растворы призваны выполнять в самых различных условиях (температуры в скважине могут изменяться от -5 до +200°С и более (в глубоких скважинах); пластовые давления жидкостей и газов изменяются в широких пределах; от аномально-низких до аномально-высоких).

В качестве буровых растворов используют техническую или минерализованную воду, растворы на водной основе (к ним относятся глинистые, известковистые, магниевые и другие растворы), растворы на нефтяной основе, эмульсионные растворы и аэрированные растворы.

Параметры буровых растворов. В соответствии с назначением буровых растворов и свойствами, которыми они должны обладать, определяют следующие параметры: