Анализ результатов первичного вскрытия продуктивного пласта горизонтальными стволами на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомского месторождения

УДК 550.822.7

АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СТВОЛАМИ НА ПЕРВООЧЕРЕДНОМ УЧАСТКЕ РАЗРАБОТКИ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

© С.А. Сверкунов1, А.Г. Вахромеев2

Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.

Приведены результаты исследования данных, полученных при бурении первых 9 горизонтальных стволов на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомской НГКМ. Установлено, что проектные решения не подходят для условий данного месторождения, так как не обеспечивают выполнения поставленных геолого-технологических задач. Предлагается вариант изменения технологического подхода к бурению горизонтальных стволов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомского месторождения. Ил. 3. Табл. 1. Библиогр. 9 назв.

Ключевые слова: эксплуатационное бурение; горизонтальный ствол; поглощение; технология первичного вскрытия.

ANALYZING RESULTS OF RESERVOIR LAYER PRIMARY DRILLING BY HORIZONTAL HOLES ON TOP-PRIORITY DEVELOPMENT SITE OF YURUBCHENO-TOKHOMSKOE FIELD S.A. Sverkunov, A.G. Vakhromeev

Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.

The article presents the results of studying the data obtained after drilling the first 9 horizontal holes on the top-priority development site of the Yurubcheno-Tokhomskoe oil and gas field. It is determined that design solutions disagree with the field conditions, since they do not ensure the implementation of the set geological and technological tasks. The authors propose the variant to change the technological approach to drilling horizontal holes in Riphean deposits of the Yurubcheno-Tokhomskoe field. 3 figures. 1 table. 9 sources.

Key words: production drilling; horizontal hole; absorption; primary drilling technology.

Введение

Эксплуатационное бурение скважин на нефть и газ на сегодняшний день является основным способом добычи углеводородов. Конструкция добывающей скважины выбирается в зависимости от планируемого дебита скважины и сложности геологического разреза в условиях разбуриваемого месторождения [1]. Закан-чивание эксплуатационных скважин горизонтальным стволом в интервале продуктивного пласта с целью увеличения дебита нефти и газа на сегодняшний день является одним из самых прогрессивных проектных решений и наиболее применимо для пласта с преимущественно вертикальной трещиноватостью [5]. Но достижение поставленных геологических задач не всегда возможно в условиях сложных каверно-трещинных карбонатных коллекторов рифейских отложений [3,4].

Типовая конструкция эксплуатационных

скважин на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомской НГКМ Типовая конструкция скважин представлена в таблице. Профиль скважины - наклонно-направленный с горизонтальным окончанием 1000 м по стволу [9]. Горизонтальный ствол скважины запроектирован по продуктивным рифейским отложениям, представленным сильнотрещиноватыми окремненными доло-

митами. Основной проблемой при бурении горизонтального участка являются поглощения промывочной жидкости вплоть до катастрофических. По результатам бурения три из девяти скважин не доведены до проектного забоя в связи с катастрофическим поглощением в интервале продуктивного пласта (полная потеря циркуляции).

В соответствии с правилами нефтяной и газовой промышленности плотность бурового раствора при бурении горизонтального ствола должна составлять 0,96 г/см3, так как градиент пластового давления в рифейских отложениях составляет 0,092 кгс/см2 (АНПД). Но проводка ствола при заданной плотности 0,96 г/см3 во всех скважинах была невыполнимой задачей в связи с поглощениями бурового раствора [6].

Анализ данных бурения

При бурении горизонтальных стволов всех девяти скважин практически на первых метрах (в первые сутки) были открыты «геологические осложнения», связанные с поглощением бурового раствора (рис.1).

Семь из девяти скважин (с третьей по девятую на рис. 1) были пробурены с применением стандартной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта (то есть с созданием репрессии на пласт в процессе бурения).

1Сверкунов Сергей Александрович, аспирант, тел.: 89500505386, e-mail: dobro_75@mail.ru Sverkunov Sergey, Postgraduate, tel.: 89500505386, e-mail: dobro_75@mail.ru

2Вахромеев Андрей Гелиевич, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры нефтегазового дела.

Vakhromeev Andrei, Doctor of Geological and Mineralogical sciences, Professor of the Department of Oil and Gas Business.

Таблица 1

Типовая конструкция и геологические характеристики проводки скважин на Юрубчено-Тохомской зоне _(глубины проставлены по вертикали)_

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Конструкция скважины Глубины спуска обсадных колонн Градиент пластового давления Градиент гидроразрыва пород

свита кгс/см 2 на м кгс/см2 на м

1 2 3 4 5 6

0 - 378 Направляющая колонна 426мм до 50м 0,095 0,176

Кондуктор 324мм до 360м

Литвинцевская 378 - 623 0,096 0,151

Ангарская 623 - 918 0,096 0,151

Булайская 918 - 1008 0,093 0,15

Верхнебельская 1008 - 1323 Вариант 1 Техническая колонна 245мм до 1500м 0,093 0,15

Нижнебельская 1323 - 1573 0, 094 0,151

1573 - 1927 0,101 0,156

Усольская Осинский горизонт 1927 - 2013 0,101 0,156

Подосинские долериты 2013 - 2053 0,098 0,198

2053 - 2113 Вариант 2 Техническая колонна 245мм до 2150м 0,101 0,156

Тэтэрская 2113 - 2160 0,093 0,15

Собинская 2160 - 2220 0,093 0,15

Катангская 2220 - 2298 0,093 0,15

Оскобинская 2298 - 2318 0,093 0,15

Ванаварская 2318-2323 0,093 0,15

Рифей газовая часть 2323 - 2348 Эксплуатационная 0,092 Не применим

Рифей не фтяная часть 2348 - 2380 колонна 178мм до 2380м 0,092 Не применим

Рифей не фтяная часть 2380 -2382 По стволу - 1000м Открытый ствол интервал по вертикали 2380-2382м 0,092 Не применим

При возникновении поглощения использовались следующие методы борьбы с ними:

1. Кольматирование пласта различными смесями опилок, ореховой скорлупы, слюды и т.д. в составе пачек ВУС и бурового раствора [2,7,8].

2. Снижение плотности бурового раствора.

Предложенные методы показывали разную степень эффективности.

Первый метод позволял ликвидировать поглощения средней и малой интенсивности, при этом происходило кольматирование продуктивной призабойной зоны пласта. Влияние кольматанта на фильтрационные свойства трещин рифейских отложений на Юруб-чено-Тохомской зоне на сегодняшний день не изучено. При этом объемы закачки кольматантов в пласт могут превышать десятки, а то и сотни тонн в зависимости от интенсивности поглощения. Единственным положительным фактом является то, что при освоении на

устье таких скважин наблюдается практически постоянный выход кольматантов при работе на режимах очистки скважины [2].

Второй метод зачастую результатов не давал. Так, на нескольких скважинах после снижения плотности зафиксировано следующее явление. При бурении наблюдается поглощение интенсивностью до 5-6 м3/час, при остановках циркуляции наблюдается приток из скважины до 9 м3/час.

На рис. 2 представлена зависимость «объема поглощенного бурового раствора от сут /забоя на конец суток» при бурении скважины по стандартной технологии в интервале горизонтального ствола. Из рис. 2 видно, что при бурении горизонтального ствола в скважину №3 было закачано 270 м3 кольматирующих пачек, плотность бурового раствора снижалась до 0,91 г/см3, тем не менее скважина не доведена до проектного забоя вследствие полной потери циркуляции.

5000

Объем

ПОГЛОЩ'

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

Вывод:

1. Все горизонтальные стволы пробурены на поглощении

Поглощения начинаются I первые сутки бурения и продолжаются до заключительных

т-т-т-т-СМСЧСМСОСОСО-^-^-^-^ЮЮЮСОСОСО^^^^ООООООСПСПСПО

Рис.1. Динамика поглощений при бурении горизонтальных стволов (1000 м). Рифей. Юрубченская залежь

0

В результате при бурении по стандартной технологии две из семи скважин не доведены до проектного забоя вследствие полной потери циркуляции.

Две из девяти скважин (1 и 2 на рис.1) пробурены с применением технологии с управляемым давлением (1М^). позволяет регулировать забойное давление и должна обеспечивать равновесие между давлением бурового раствора на забой в процессе циркуляции и пластовым давлением. Однако во время применения данной технологии на скважине №2 выяснилось, что обеспечивать равновесие в условиях рифея Юрубченской залежи не представляется возможным. При применении данной технологии либо скважина поглощала буровой раствор, либо начиналось проявление. Равновесие системы достигалось

только в конкретной определенной точке при статических условиях в скважине. При динамических условиях в скважине разброс забойного давления увеличивался, таким образом, забойное давление либо превышало пластовое, либо было ниже его. Скважина №1 была пробурена также с применением технологии с управляемым давлением, но так как в связи с большой альтитудой устья не была достигнута необходимая требуемая плотность бурового раствора (расчетная должна быть 0,83 г/см3, а минимально возможная в условиях буровой составляла 0,85 г/см3), фактически скважина бурилась на репрессии и забойное давление регулировалось только при остановках процесса циркуляции (то есть в статических условиях) (рис.3).

сл сг>

го т

0

ч

1

ТЗ

ю 00

ю

К)

о

со

3028 м-ннтен. ЗСЬг'/чжс

\ Й СП СЙ

3405 м-полное поглощение

(*1 сн сн сн

СН СН СН СП СП

Башмак ОК-178 (по стволу) т.Т1 - 2974 м, т. Т2 - 3050 м (точка достижения проектной вертикали по стволу) Конечный (достигнутый) забой -3711м

Рис. 2. Динамика поглощений при бурении горизонтального ствола на скважине №3 (проходка 737м) без применения МРУ

го гп

0 ч

1

тз

ю 00

ю

ю о

со

5000

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

Т"; Г*"; С*": С": ГГ; гт-> г*~> гг. гт-> гс-> гч-> гг. ГС". гг. гг. гг' пг> гг. ГП О*-: С": ГГ. Г*": Т"! <У~\ С; Г*-: С": Г*"; ИГ; Г*-: С": Т'. ГГ; С":

Интервалы погл още ний Интенсивность, м^/час

3005-3097 51(92 я) 1,89

3097-3164 м(67н) 0,47

3164-3 223 л (59 м) 2.52

3223-3240 м(17 м) 4,375

3240-3349 м (106 м) 5,01

3349-3444 ы (9 5 м) 639

3444-3468 м (60 м) 5.72

3586-3617 ы(31 м) 2.75

3617-3745м

Башшк ОЕ-178 (по сгЕо.ту)т.Т1 - 2Ё61 м: гочха. Т2 - 292Е м

Конечный (достигнутый) забой - 3745 м

Рис. 3. Динамика поглощений при бурении горизонтального ствола на скважине №1

СП с применением МРУ

Скважина №1 также не доведена до проектного забоя. Из рис. 3 видно, что интенсивность поглощения увеличивалась при углублении скважины, что говорит о вскрытии новых зон трещиноватости, а также об увеличении динамической составляющей забойного давления, связанной с увеличением горизонтального ствола. Так как забойное давление на данной скважине регулировать не представлялось возможным, его величина с углублением скважины постоянно увеличивалась. В конечном итоге при вскрытии очередной зоны трещиноватости увеличение забойного давления достигло такого значения, что произошла полная потеря циркуляции. Скважина также не доведена до проектного забоя. Важно отметить, что при бурении с кольматанты не применялись, кольматирова-ние продуктивного пласта не производилось, в то же время суммарное поглощение на скважине №1 составило около 1500 м3, на скважине №2 - 4700 м3 бурового раствора (ЭРУО). Так как освоения скважин после использования пока не производилось, на сегодняшний дать конкретную оценку качеству первичного вскрытия рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения не представляется возможным.

Выводы

1. Применение технологии первичного вскрытия продуктивного пласта на репрессии (с 5%-ным запасом от пластового давления) в условиях рифейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны невозможно в связи с катастрофическими поглощениями, связанными с аномально низкими пластовыми давлениями в залежи и кавернозно-трещиноватым типом коллектора.

2. На сегодняшний день методы борьбы с поглощениями при бурении горизонтальных стволов с применением кольматантов, а также снижение плотности бурового раствора без применения специальных технологий по обеспечению контроля за скважиной, являются затратными, малоэффективными, небезопасными и противоречащими основной задаче - минимизировать воздействие на пласт при первичном вскрытии.

3. При бурении с регулируемым давлением желаемые результаты не во всем были достигнуты. Это связано с тем, что равновесие давлений в скважине достигается в конкретной определенной точке горизонтального ствола, при значениях давлений выше данной точки начинаются поглощения, ниже - начинаются проявления. Данное равновесие не может быть обеспечено в буровом цикле при динамических условиях в скважине (при циркуляции), так как величина забойного давления может изменяться в пределах нескольких кгс/см2, чего будет достаточно для начала поглощения либо проявления. В итоге достигается управляемость скважины в определенной точке горизонтального ствола, но не в стволе. Управляемое давление (равновесие) на всей протяженности горизонтального ствола поддерживать не удается.

4. Технология первичного вскрытия пласта с применением является частным случаем применения технологии бурения на депрессии. Бурение на депрессии представляет собой бурение с постоянным притоком пластового флюида в скважину. Величина этого притока может быть скорректирована на поверхности станцией управления. Таким образом, все первичное вскрытие продуктивного пласта представляет собой контролируемое ГНВП. Для повышения качества первичного вскрытия и обеспечения текущих показателей проходки в цикле бурения из-под башмака ОК-178 в сложившихся условиях применительно к сложному карбонатному типу коллектора и гидродинамическим условиям залежи (АНПД, высокий газовый фактор) предлагается внедрение данной технологии с проведением всех предварительных расчетов для проектирования. Данная технология позволит не кольматировать продуктивный пласт, сохранить истинную проницаемость призабойной зоны пласта, не нести огромные затраты на химические реагенты и основу для бурового раствора, связанные с поглощениями бурового раствора, а также обеспечит необходимый уровень безопасности при строительстве скважины.

1. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов / Ю.М. Бусарыгин [и др.]. М.: Недра-Бизнесцентр, 2011.

2. Новые технологии в проводке нефтедобывающих скважин с горизонтальным окончанием в анизотропных карбонатных коллекторах (на примере Юрубчено-Тохомского НГКМ) / В.М.Иванишин [и др.] // Вестник ИрГТУ. 2012. №6 (65). С.32-38 .

3. Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.К. и др. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом гидродинамического эффекта смыкания трещин // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 2011. №4. С. 104-107.

4. Кутукова Н.М., Бирун Е.М. Концептуальная модель строения рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомского месторождения. Нефтяное хозяйство. 2012. №11. С.4-7.

ческий список

5. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: ТАУ, 1999. 408 с.

6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). М., 2003. 168 с.

7. Сираев Р.У., Иванишин В.М., Хайров Р.А. и др. Комплекс технологических решений и оценка их эффективности при эксплуатационном бурении карбонатных отложений Юруб-чено-Тохомского месторождения // Инновационные решения в строительстве скважин: тез. Всероссийской науч.-техн. конференции. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С. 38-41.

8. Фокин В.В. и др. Промысловый опыт борьбы с поглощениями в сложных геолого-технических условиях Восточной Сибири // Нефтегазовое дело. 09.09.2009. http://www. ogbus.ru/authors/Fokin/Fokin_1 .pdf

9. Vakhromeev A.G. First deep horizontal boreholes drilling and pamping for oil extraction at the yurubcheno-tohomskoe oil-gas-condensate/ 5th Saint Peterburg International Conference and Exibition 2012- Saint Peterburg, 2012.