Condition préalable
Les conditions préalables qui conduisent à des fuites de formation sont les suivantes:
Premièrement, il y a des pores, des fractures ou des failles et des grottes dans les strates, et ils sont interconnectés, de sorte que la boue a un canal d'écoulement.
Deuxièmement, la pression de la colonne de boue est supérieure à la pression du liquide et du gaz dans la formation.
Troisièmement, la pression de la colonne de boue et sa pression latérale sont supérieures à la pression de rupture de la formation, ce qui fracturera la formation et produira des fuites de puits.
Principalfacteurs
Opération inappropriée, entraînant une fuite de puits
Le blocage du puits de forage et de l'effondrement bloquera l'anneau extérieur duPuits d'eau dth tuyau de forageet la formation sera bloquée lors de l'ouverture de la pompe.
Le puits d'eau n'est pas propre, il y a trop de copeaux et de morceaux de roche, la circulation de la boue n'est pas lisse et la pression de la pompe est trop élevée, ce qui provoque une fuite de la formation.
La suspension a une grande gravité spécifique, une viscosité élevée et une force de cisaillement élevée. La pression de boue est supérieure à la pression des pores de formation, entraînant des fuites de puits. Dans ce cas, la gravité spécifique de la boue, la viscosité et la force de cisaillement seront réduites et la fuite de puits s'arrêtera.
Le foret DTH fait augmenter la pression de la pompe et fuir la formation.
Lorsque la boue est stationnaire dans le puits pendant plus de 24 heures, une forte force de structure en maillage est formée. QuandPuits d'eau dth tuyau de forageForant vers le bas, il n'y a pas de circulation segmentée, mais elle va directement au bas du puits, entraînant une pression élevée de la pompe lorsque la pompe est ouverte, et enfin la formation est bloquée.
Le déplacement de la pompe à boue n'est pas suffisant, la quantité de coupes dans le puits est grande, la pression de la pompe augmente et la formation est sous pression.
Le puits d'eauTuyau de forage DTHa été foré trop rapidement, entraînant une pression d'agitation trop élevée et une fuite de pression de la formation.
Il y avait à l'origine une fuite de puits et une éruption dans le puits de l'eau, mais lorsque la boue augmentait, la boue était trop lourde et une fuite de puits s'est reprochée.
Action de fracturation
La fracturation augmente la perméabilité de la formation en forçant des fractures naturelles ou en formant de nouvelles fractures dans la formation avec un liquide à haute pression. Si la fracture s'étend à la faille naturelle ou à une zone de perméabilité élevée, il est facile de former le canal de fuite. L'expansion excessive de la fracture ou de la communication avec des couches adjacentes à haute perméabilité (comme les grottes et les défauts karstiques) conduit à la fuite directe du liquide de forage dans la formation profonde.
Transformation d'acidification
L'acide dissout les minéraux de roche (tels que les roches de carbonate et le ciment), élargit les pores ou érode les micro-fractures naturelles et forme un réseau à haute conductivité. Si l'intensité d'acidiation est trop forte, elle peut endommager l'intégrité de la formation et induire des fuites.
Dans les strates rocheuses solubles à l'acide telles que le calcaire et la dolomite, le risque de fuite est considérablement augmenté après le développement de trous d'érosion acide.
Nettoyage d'injection d'eau
L'injection d'eau continue est utilisée pour augmenter la pression des pores de la formation et réduire la différence de pression effective entre le puits de forage et la formation. Lorsque la pression d'injection d'eau est proche ou dépasse la pression de fracturation de la formation, le fractionnement hydraulique se produit dans la masse rocheuse autour du puits, ce qui aggrave la fuite.
Autres
Le pompage continu des puits autour du site de forage a entraîné une baisse significative des niveaux des eaux souterraines, provoquant une réduction de la pression des pores de formation et créant des zones de pression négative localisées. Lorsque le bit DTH pénètre ces formations, la différence de pression négative entre la pression du fluide de forage à l'intérieur du trou et la pression des pores de la formation (pression du fluide de forage
