CC BY
63
ная минерализация в исследуемых интрузивных образованиях пясинского комплекса содержится в незначительном количестве (до 1%) и представлена преимущественно пиритом. В породах выделен полиэлементный зональный геохимический ореол РЬ и Zn, который связан с полиметаллической минерализаци-
ей, образующейся в ходе гидротермальных процессов, интенсивно протекающих в условиях повышенной трещиноватости и проницаемости пород в зонах швов тектонических нарушений.
Статья поступила 24.02.2014 г.
Библиографический список
1. Годлевский М.Н. Траппы и рудоносные интрузии Норильского района. М.: Госгеолтехиздат, 1989. 68 с.
2. Горбачев Н.С. Флюидно-магматическое взаимодействие в сульфидных силикатных системах. М.: Наука, 1989. 126 с.
3. Додин Д.А. Металлогения Таймыро-Норильского региона. СПб.: Наука, 2002. 813 с.
4. Дюжиков О.А., Дистлер В.В., Струнин Б.М. и др. Геология и рудоносность Норильского района. М.: Наука, 1988. С. 39-45.
5. Золотухин В.В., Виленский А.М. Петрология и перспети-вы рудоносности трапов севера Сибирской платформы. М.: Наука, 1978. 217 с.
6. Люлько В.А. Геолого-структурные условия формирования дифференцированных никеленосных интрузий: авто-реф. дис. ... канд. геол.-минералог. наук. М.: ЦНИГРИ,
1975. 29 с.
7. Масайтис В.Л. Пермский и триасовый магматизм Сибири: проблемы динамических реконструкций // Записки Всесоюзного минералогического общества, 1983. В.4. С. 412425.
8. Рябов В.В., Шевко А.Я., Гора М.П. Магматические образования Норильского района. Новосибирск: Нонпарель, 2000. Т. 2. С. 160-191.
9. Соболев В.С. Петрология траппов Сибирской платформы. Л.: Главсевморпуть, 1936. 222 с.
10. Струнин Б.М., Дюжиков О.А., Бармина О.А., Комаров В.В. Геологическая карта Норильского рудного района масштаба 1:200 000. Объяснительная записка. М.: АОЗТ «Гео-информмарк», 1994. 118 с.
УДК 550.822.7
МОДЕЛИРОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ, ОГРАНИЧИВАЮЩИХ ВОЗМОЖНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ «С ЗАКРЫТЫМ КОНТУРОМ», В КАВЕРНОВО-ТРЕЩИННОМ КАРБОНАТНОМ КОЛЛЕКТОРЕ С АНПД НА ПРИМЕРЕ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
© С.А. Сверкунов1, Е.М. Данилова2, А.Г. Вахромеев3
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены результаты исследования данных бурения двух горизонтальных стволов длиной 1000 м с использо -ванием технологии регулируемого давления (MPD) на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомской НГКМ. Более детальное моделирование гидродинамических условий залежи позволяет оценить принципиальную возможность применения технологии первичного вскрытия с «замкнутым контуром» на депрессии. Установлены геологические и технологические ограничения применения данной технологии. Ил. 5. Табл. 2. Библиогр. 19 назв.
Ключевые слова: эксплуатационное бурение; горизонтальный ствол; поглощение; технология первичного вскрытия.
MODELING HYDRODYNAMIC CONDITIONS LIMITING APPLICATION POSSIBILITY OF CLOSED LOOP PRIMARY PENETRATION TECHNOLOGY UNDER FRACTURED VUGGY CARBONATE RESERVOIR WITH ABNORMAL LOW FORMATION PRESSURE ON EXAMPLE OF YURUBCHENO-TOKHOMSKOYE OIL AND GAS CONDENSATE FIELD S.A.Sverkunov, E.M. Danilova, A.G. Vakhromeev
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article reports on the results of studying the data of drilling two horizontal holes (of 1000m length) with the application of the controlled pressure technology at the priority development site of Yurubcheno-Tokhomskoye oil and gas condensate field. More detailed modeling of deposit hydrodynamic conditions allows to estimate the possibility of using the Closed Loop primary penetration technology on a depression. Geological and technological limitations of this technology application are identified.
1Сверкунов Сергей Александрович, аспирант, тел.: 89500505386, e-mail: dobro_75@mail.ru Sverkunov Sergey, Postgraduate, tel.: 89500505386, e-mail: dobro_75@mail.ru
2Данилова Елена Михайловна, аспирант. Danilova Elena, Postgraduate.
3Вахромеев 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.
5 figures.2 tables. 20 sources.
Key words: production drilling; horizontal hole; absorption; technology of primary penetration.
Качество первичного вскрытия продуктивного пласта в условиях горизонтального бурения стволов большой прортяженности в сложных карбонатных каверно-трещиноватых коллекторах с АНПД сегодня выходит на первоочередное место в связи с разработкой древнейших нефтеносных отложений рифея в Восточной Сибири. Условия вскрытия являются гидродинамически сложными, и здесь часто не примененимы традиционные технологии бурения [1, 3, 4, 6]. Поэтому проблематика освоения залежей нефти и газа глубокими скважинами с горизонтальным окончанием на Юрубчено-Тохомском нефтегазокон-денсатном месторождении (ЮТМ) во многом, если не полностью, обусловлена геологическим строением рифейского резервуара [3-10, 12]. По результатам ГРр сложилось представление о геологических особенностях строения рифейской залежи, которое можно считать классическим. Установлено три основных типа: трещинный, каверно-трещинный и трещинно-каверновый, причём проницаемы в основном вертикальные и субвертикальные трещины. При этом практически весь эффективный объем открытого пустотного пространства карбонатных пород образован в результате вторичных процессов [4, 5]. В дополнение к общеизвестным фактам геологического строения, впервые в рифее Юрубченской залежи горизонтальным бурением вскрыты мощные зоны суперколлектора, или «аномального» коллектора (АК), которые чётко фиксируются по провалу инструмента, скачку механической скорости и падению давления циркуляции [1, 2]. Такие зоны характеризуются катастрофическим поглощением бурового раствора. Гидродинамические условия залежи дополнительно осложняют первичное вскрытие, ограничивая допустимый диапазон эквивалентных забойных давлений [12, 13]. Этот, наиболее проблемный тип геологического разреза, с провалами КНБК в зоны трещиноватости или карстовые полости встречен в девяти горизонтальных стволах из двенадцати. Причём, из первых шести горизонтальных стволов три пробурено до 1000 м, три остановлено. Все провалы происходят по одной, аналогичной схеме.
Установлена дискретность вскрываемых бурением проницаемых зон. Очевидно, что они высокоперспективны для последующей добычи нефти, но наиболее проблемны для бурения горизонтальных стволов. Зоны АК вскрывались как «на равновесии», так и «на репрессии».
Подчеркнем, что в процессе первичного вскрытия величина эквивалентного забойного давления поддерживается по возможности минимальной и постоянно контролируется [1, 2]. Обычно при достижении 250 метров происходит резкий провал КНБК, падение давления или потеря циркуляции, скачок мгновенной скорости и поглощение до полного. Буровой цикл геологически осложняется, идет поиск оперативных технологических решений для восстановления циркуляции [10, 17].
На примере Юрубчено-Тохомского месторождения были проанализированы горно-геологические условия
при бурении горизонтальных стволов по продуктивным нефтенасыщенным рифейским отложениям [1 , 36]. Горно-геологические условия Юрубченской залежи в соответствии с проектными решениями приведены на рис. 1. Проект предусматривает единый градиент пластового давления в рифее - 0,92. Однако, по данным бурения, реальный градиент в нефтяной залежи несколько ниже и составляет 0,88-0,89. Постоянными величинами характеризуются градиенты Рпл ВНК и Рпл ГНК, а также градиент прироста величины пластового давления в нефтяной части залежи - 0,699. От этой величины мы рассчитываем величину Рпл на вертикаль горизонтального ствола. Практика горизонтального бурения по карбонатным каверно-трещиноватым коллекторам позволила уточнить значения важнейших параметров, характеризующих гидродинамические условия на глубине проводки горизонтального ствола, а также определить главные ограничения геологического характера, влияющие на гидравлическую программу промывки в осложненных условиях [1, 3-6].
Рассмотрим гидродинамические условия бурения горизонтального ствола в нефтяной залежи. В процессе горизонтального бурения наблюдается два режима с различными условиями на уровне открытого горизонтального ствола - статический и динамический. Динамические условия при циркуляции и бурении, а также во время спуско-подьёмных операций (СПО). Статические условия: скважина в покое, циркуляция выключена, столб бурового раствора (БР) в стволе в покое (например, при смене элементов КНБК, долота). Обычно уровень Бр в скважине восстанавливается до статического или нестатического.
Бурение ведут на эмульсионном растворе на углеводородной основе (ЭРОУ) «Мегадрилл», который используется в кустовом бурении, начиная с секции 245 мм. Плотность раствора варьируется от 0,96 до 0,85 г/см3. По результатам бурения 10 горизонтальных стволов протяженностью до 1000 м, фактический, создаваемый столбом бурового раствора, градиент не является постоянным параметром, а изменяется в диапазоне от 0,88 до 0,93 (табл. 1). При этом PЗАБ меняется по величине от 211 кгс/см2 до 221 кгс/см2 и зависит от глубины проводки горизонтального ствола (абсолютная отметка + альтитуда).
В динамических условиях бурения горизонтального ствола диапазон изменения допустимого градиента смещается в сторону увеличения (0,88-0,95) (табл. 2).
Опираясь на опыт горизонтального бурения в трещиновато-кавернозных породах рифея (около 10000 м за 3 года), можно рекомендовать подобранные опытным путем:
1. Допустимые диапазоны изменения забойного давления (и градиента) - обязательно индивидуально для каждого горизонтального ствола, его глубины по вертикали.
2. Допустимые изменения градиента (удельного веса бурового раствора) для динамических условий углубления скважины и для остановленной скважины - СПО, ГИС.
Проект на строительство скважин на ЮТМ
ЮТМ фактические условия бурения интервала при вскрытии рифейского коллектора
Ка - коэффициент аномальности Кп - коэффициент поглощения
Рб.р. - плотность бурового раствора
ЭЦП - эквивалентная циркуляционная плотность_
1.4
1000
Ка Рб.р ЭЦП 0,9 1 1,01
Проявление
0,9
К гидрораз (Кп) 1,79
Поглощение
Ь,м Ка=Кп<Рб.р. ЭЦП 0,91 0,96
Проявление
1,79
Ка, ЭЦП, Рб.р. 1000
Поглощение
К гидрораз - коэффициент гидроразрыва (теория для монолитных пород)_
ЭЦП при расходе 10л\сек
Ка, Кп, ЭЦП, Рб.р.
0,91
0,97
Рис. 1. Теоретический анализ горно-геологических условий при горизонтальном вскрытии трещиноватых зон карбонатного рифея. Горизонтальный ствол. Юрубченская залежь, рифей
Фактические давления при бурении горизонтального ствола 1000 м, рифей
Таблица 1
№ куста, екв. Гратиент столба БР Вертикальная глубина горизонта, м Давление статическое расчетное, кгс/см2
от ДО от ДО
куст 1 (272, 237, 202) 0,88 0,95 2403 211,5 228
куст 7 (199,235,200) 0,88 0,91 2472 216,7 227
куст 6 (234, 533, 543) 0,85 0,94 2347 213,6 218,3
куст 4 (579) 0,85 0,91 2432 206,7 221,3
Гидродинамические условия при вскрытии на «управляемом давлении»
Таблица 2
№ куста, СКВ. Градиент столба БР Вертикальная глубина горизонта, м Давление статическое расчетное, кгс/см2 Давление устьевое, кгс/см2 Давление забойное динамическое, кгс/см2
куст 6 (234) 0,85 2347 199,5 0,5-5 205,8-221,8
куст 4 (579) 0,85 2433 206,7 0 206,7-221
о
о
1
Выделим в отдельную таблицу забойные гидродинамические условия при первичном вскрытии трещиновато-кавернозного карбонатного рифея горизонтальным бурением на технологии «МРй - управляемом давлении».
Рассмотрим допустимые интервалы фактических значений забойного давления при бурении горизонтального ствола 1000 метров. Так, ранее было показано [1, 2], что при первичном вскрытии продуктивного пласта одновременно возникает переменное по величине текущее эквивалентное забойное давление как
на трещиноватые породы (несущий каркас коллектора), так и на флюидную систему, - нефть, заполняющую каверны и трещины. В результате обеспечивается ответная реакция трещинного коллектора, неотделимая от реакции флюидной системы. Другими словами, с момента вскрытия первой зоны поглощения теоретически обоснованные горно-геологические условия принципиально меняются (см. рис. 1). Смещение линий показано короткими и длинными стрелками. Давление гидроразрыва горных пород на практике уравнивается по величине с давлением начала
поглощения [6, 3, 6, 15]. Трещинный характер проницаемости предопределяет отсутствие скин-эффекта в ПЗП, и реально градиент начала поглощения сопоставим по величине с градиентом пластового давления в нефтяной части залежи. Рассчитываем мы его через вертикаль (глубина по вертикали, Набс-Налт) горизонтального ствола.
Проблему ограничений, сокращающих диапазон допустимых значений текущего эквивалентного давления, необходимо рассмотреть в нескольких аспектах.
С одной стороны, геологическим строением залежи обусловлен крайне узкий по величинам коридор равновесных условий. С другой, цикл строительства горизонтального ствола спроектирован так, чтобы для последующей эксплуатации нефтяной залежи сохранить некоторые важные, ключевые параметры, изменение которых в процессе первичного вскрытия недопустимо.
Нежелательны прорывы газа с ГНК и пластовой воды с ВНК, которые способны возникать при бурении на депрессии. К этой группе параметров отнесем изменения трещинной проницаемости матрицы, до 80100 мД [4, 15]. Лабораторными экспериментами на образцах керна доказано, что с изменением (увеличением) депрессии меняется проницаемость трещин, что может привести к потере до 10% извлекаемых запасов нефти на ЮТМ за десять лет отработки и до 20-28% снижения добычи, полученной без учета деформаций коллектора.
Наконец, есть третья группа факторов, которая должна учитываться при проектировании. Она связана с притоком пластовой, т.е. газонасыщенной в пластовых условиях с газовым фактором 194 м3/м3 нефти в ствол при достижении эквивалентного забойного давления, соответствующего градиенту начала проявления. По опыту горизонтального бурения на равновесии, такие условия возникают сначала в «пятке» горизонта, в районе Т-2, даже при равновесных условиях, или некоторой репрессии на забое - в «носке». Это явление описано авторами [10, 20] и наблюдается в динамических условиях на циркуляции благодаря перепаду эквивалентных давлений «пятка-носок». В случае перехода к первичному вскрытию «на депрессии» горизонтальным стволом большой протяженности, приток пластовой нефти будет наблюдаться по всему стволу. При этом по заколонному пространству за бурильной колонной начнёт прокачиваться двухфазный поток - буровой раствор с пластовой нефтью и нефтерастворенный газ, дегазированный из пластовой нефти. Обратный восходящий поток двух фаз -жидкой и газовой - за буровой колонной приведет к увеличению затрубного давления в замкнутом контуре. Возможно, после запуска циркуляции с применением азотирования появится необходимость снизить подачу азота, поскольку подрабатывающий на депрессии пласт выполнит эту функцию.
На устье будет наблюдаться явление разубожи-вания бурового раствора нефтью, поэтому нужно дегазировать поступающий поток из скважины и разделить нефть из пласта и буровой раствор. Либо дооб-
работать дегазированную смесь реагентами с целью восстановления реологических свойств ЭРОУ до уровня требуемых параметров вязкости, электростабильности и др.
Кроме смысловой нагрузки, на качественном уровне закладываемой в ограничения, необходимо определить ограничения в количественном выражении. В «исходных данных» допустимый коридор при горизонтальном бурении на депрессии определен в 3,7 и 13 кгс/см2 для суперколлектора; для хорошего и слабопроницаемого коллектора - соответственно. Однако реальный коридор эквивалентных забойных давлений не параллелен оси абсцисс [1], в отличие от величины пластового давления на глубине горизонтального ствола, на ГНК и ВНК. Перепад динамических давлений обусловлен гидравлическим сопротивлением потоку в открытом стволе и приводит к наклону линии ЭЦП (рис. 5).
Из графика совмещенных давлений (см. рис. 1) следует, что после вскрытия зоны интенсивного поглощения, зоны аномально высокой гидропроводно-сти, диапазон совместимых по условиям бурения зон в интервале хвостовика по существу описывается линией. Данный факт не позволяет проводить первичное вскрытие продуктивного пласта с применением традиционной технологии на репрессии на пласт (5%) [712]. Таким образом, в случае проведения первичного вскрытия на репрессии при вскрытии трещиноватых зон возникают поглощения, включая катастрофические. Снижением удельного веса бурового раствора, бурением с кольматацией проблему также не решить [1, 3, 8, 9]. Размеры частиц кольматанта меньше, чем реальная раскрытость трещинно-жильных и карстово-жильных зон, вскрытых горизонтальными стволами [19].
С целью полного исключения кольматирующих составов из практики первичного вскрытия сложного карбонатного коллектора в рифее, в 2012-2013 гг. на месторождении испытана технология горизонтального бурения «на равновесии» (МРй) [1, 2, 11, 12, 16-19], с контролем забойного давления в замкнутом контуре при вскрытии продуктивного карбонатного коллектора. Предполагалось, что эта технология позволит минимизировать поглощения при бурении.
Фактические данные по бурению одной из скважин схематически изображены ниже (рис. 2). Суммарный объем поглощения по скважине с применением регулируемого давления идентичен суммарному объему поглощений на скважинах, пробуренных по традиционной технологии с кольматацией. Объясняется это интегральным увеличением проницаемости вскрываемых зон поглощения по мере бурения горизонта и сохранением первичных, природных значений гидро-проводности данных зон благодаря отсутствию процесса кольматации.
Выводы. Бурение с регулируемым давлением не совсем подходит для заданных горно-геологических условий в связи с тем, что при бурении:
1. Существует разброс ЭПЦ (до 0,02-0,03 г/см3), который невозможно контролировать.
2. С ростом глубины ЭПЦ на забое будет всегда
больше, чем в начале горизонтального ствола, что также осложняет процесс контроля давления (до 0,02г/см3).
3. Скважина находится в равновесии только в статических условиях, в динамике происходит либо контролируемое поглощение, либо контролируемое проявление.
4. На конкретном обьекте внедрения в связи с отсутствием оборудования для сбора и дегазации полученной нефти из скважины, ЭПЦ контролировалось не адекватно.
Для желаемой минимизации поглощения технология вскрытия пласта с регулируемым давлением требует глубокой доработки, адаптации к объекту первичного вскрытия в связи с рядом геолого-
технологических факторов:
1. Пластовое давление сопоставимо по величине с давлением начала поглощения.
2. Изменения забойного давления Рэкв в процессе первичного вскрытия носят волновой характер и не могут описываться линией. Это диапазон с разбросом текущих значений до 4-5 кгс/см2, что подтвердили прямые замеры забойного давления.
3. Эквивалентное забойное давление циркуляции (динамическое) по мере углубления непрерывно растет, начиная от башмака и до текущего забоя, в зависимости от длины горизонтального ствола (в нашем случае это +5 кгс/см2 на 1000 м горизонтального ствола).
Рис. 2. Анализ первичного вскрытия сложного трещиноватого карбонатного коллектора рифея с применением технологии «MPD - регулируемого давления». Юрубченская залежь. Сопоставление текущих результатов первичного вскрытия горизонтального участка 1000 м в нефтедобывающей скважине (полная циркуляция, проявление, поглощение бурового раствора) и участков активной трещиноватости, по данным комплекса ГИС
(По В.М. Иванишину и др., 2014)
СП
го гп
0 ч
1
тз
ю
'оо К)
о
Ь,м.
о
1000
РЕГУЛИРУЕМОЕ ДАВЛЕНИЕ Ожидания Рб.р. Ка=Кп=ЭЦП
РЕГУЛИРУЕМОЕ ДАВЛЕНИЕ Результат
I „\1 к
Проявл
Ка - коэффициент аномальности
Кп - коэффициент поглощения Рб.р. - плотность бурового раствора ЭЦП - эквивалентная циркуляционная плотность
Поглощение ЭЦП при расходе 10л\сек_
Ка, Кп, ЭЦП, Рб.р.
0,85
0,91
При статике - скважина под давлением (дроссель закрыт). При бурении - контроль давления (скважина в равновесии).
Рб.р.
ПрОЯВ!
0,85
ЭЦП= Ка=Кп
И
Поглощение
Ка - коэффициент аномальности
Кп - коэффициент поглощения Рб.р. - плотность бурового раствора ЭЦП - эквивалентная циркуляционная плотность
ЭЦП при расходе 10л\сек_
Ка, Кп, ЭЦП, Рб.ц
При статике - скважина под давлением (дроссель закрыт). При бурении - контроль давления невозможен вследствие большого разброса ЭПЦ по длине горизонтального ствола (возможно либо контролируемое проявление, либо контролируемое поглощение).
Рис. З.Теоретический анализ горно-геологических условий по результатам применения «регулируемого давления» в первичном вскрытии горизонтальным
бурением трещиноватых отложений рифея
Вместе с тем, технология МРй по результатам внедрения принесла также и крайне важную новую информацию, необходимую для более глубокого понимания горно-геологических условий рифейской нефтяной залежи Юрубчено-Тохомского месторождения.
Авторами выполнен детальный анализ гидродинамических условий в горизонтальном стволе по мере его углубления на технологии МРй (см. рис. 2), где на текущем забое скважины в горизонтальном стволе отражены текущее забойное (расчетное) экв. давление и устьевое давление в замкнутом контуре (замеренное давление на дросселе, устье), сопоставленные с глубиной. На рисунке отражены наблюдаемые характеристики бурового раствора (БР), проступающего по циркуляции с забоя по затрубному пространству (однофазный, двухфазный), и поведение скважины -проявление/поглощение. На основании этого сопоставления можно выделить три интервала горизонтального бурения.
• В проектных горно-геологических условиях (это монолитные, непроницаемые карбонаты, не коллектор) интервал по глубине составил около 220 мот. башмака ОК-178.
• На поглощении, по существу с репрессией, следующий по глубине интервал около 260 м, обратный восходящий поток однофазный (буровой раствор - РУО).
• На равновесии со стороны репрессии интервал составлял около 420 м до конечного забоя (Т3). Здесь важно отметить, что с момента первого проявления пачек свободного газа, поступивших по циркуляции с забоя, по существу в затрубном пространстве, за бурильной колонной наблюдался двухфазный поток, который формировался из дегазирующих порций пластовой нефти, поступавшей в открытый ствол из ПЗП по вскрытым трещинам в условиях, близких к равновесным.
Исходя из рис. 2, сделан важнейший, по мнению авторов, вывод, что мы наблюдаем снижение интенсивности поглощений в последних 200 м горизонта при вскрытых 800 м, от (Т2) при двухфазном потоке обратной циркуляции. Очевидно, что поглощение бурового раствора в процессе вскрытия можно считать регулируемым. Сразу после перехода в зону репрессии на пласт интенсивность поглощения начинает пропорционально увеличиваться. Значит, существуют приемлемые значения интенсивности поглощения и, соответственно, забойного давления, и те граничные значения, при которых поглощения превышают критическую величину. В нашем случае экспериментально установлено: это интенсивность поглощения 12-15 м3/ч, и забойное давление 221 атм (см. табл. 2). Большие значения являются неприемлемыми в связи с невозможностью продолжения бурения по техническим причинам (ожидание приготовления бурового раствора). Таким образом, по результативности первичного вскрытия на МРй, определена верхняя граница рабочего диапазона допустимых эквивалентных забойных давлений при бурении горизонтального
ствола. «Регулируемое давление» не позволяет снижать эквивалентное забойное давление ниже пластового из-за притока нефти из пласта с высоким газовым фактором на устье скважины [2].
С одной стороны, процесс горизонтального бурения по нефтенасыщенному коллектору с кольматаци-ей нежелателен. С другой, и это принципиально с точки зрения добычи, реально подтверждена практикой возможность применения более эффективной технологии первичного вскрытия трещиноватых и кавернозных анизотропно-проницаемых коллекторов. Речь идет о технологии «на управляемом давлении», «1М^». По мнению авторов, первичное вскрытие на технологии «с замкнутым контуром» более соответствует геологическим особенностям строения ЮТМ, гидродинамике залежи. Ожидается, что в этих скважинах будет получена максимальная продуктивность в цикле испытания/освоения [12. 13. 17].
Таким образом, по итогам апробации технология горизонтального бурения с замкнутым контуром «МРй» показала, что текущим динамическим забойным давлением Рзаб. экв. возможно управлять, и применяемые «механизмы регулирования в закрытом контуре» реально работают даже в горизонтальных стволах большой протяженности (рис. 4). На практике достигнуто более тонкое управление Рэкв., чем в бурении на репрессии с кольматантом, где Рзатр. при зашлаковывании затруба и одновременном поглощении на забое (забой - башмак ОК-178) не определяемом в принципе.
Установлено, что «МРD» как принципиально новая для гидродинамических условий рифейской залежи ЮТМ технология первичного вскрытия позволяет реализовать бурение в зонах практически с любым по интенсивности поглощением. Мы не останавливаем проходку, т.е. циркуляцию, и не повышаем Рэкв. на «горизонт»: регулирование заключается в приближении Рэкв. к Рпл. (рис. 4, 5). Профиль поглощения значительно ниже по амплитуде (см. рис. 4), отражает меньшую интенсивность поглощения на «МРD», по сравнению с традиционной технологией, и является непрерывным, поскольку вскрытые трещины не коль-матируются. Отмечено только одно важное ограничение - невозможность управлять циркуляцией в режиме депрессии, т.е. при Рэкв. ниже Рпл., что связано с комплектацией применявшегося оборудования. Такая потребность перевода текущего рабочего диапазона Рэкв. в область депрессии возникла в процессе горизонтального бурения, была обусловлена особенностями геологии и гидродинамики трещинно-каверновой и флюидной систем, вскрываемых протяженным (1000 м) горизонтальным стволом. Сегодня это ограничение снято, дооборудование «МРD» может планироваться заранее.
Так как вышеперечисленные технологии не обеспечивают бурение без осложнений и показывают низкую безопасность работ, было рассмотрено применение технологии первичного вскрытия продуктивного пласта на депрессии, то есть с получением притока из пласта. Для данной технологии требуется дополнительный комплект оборудования по сравнению с
18
3 14
гс
^
= 12
о
3"
° 10 о
ХХ УХ (У
Х
г-1
'—
200 400 600 800
Глубина из-под башмака ЭК, м
1000
1200
Рис. 4. Интенсивность поглощения при бурении скважины № ХХУ с регулируемым забойным давлением (на равновесии) меньше, чем при бурении по традиционной технологии № УХХ. Профиль поглощения в скважине № ХХУ является непрерывным, в отличие от профиля скважины № УХХ, в связи с тем, что вскрытые трещины
не кольматируются (По В.М. Иванишину и др., 2014)
технологией регулируемого давления, а также модернизация буровой установки (закрытый, отдельно стоящий блок очистки, использующийся при высоком газовом факторе). В связи с тем, что сегодня объект является автономным, также возникает проблема хранения и перекачки нефти при первичном вскрытии на депрессии. Авторы предлагают совместить технологии бурения на депрессии и на репрессии. Это значит, что какой-то промежуток времени поступающую из пласта в открытый ствол нефть следует получать на поверхность, дегазировать, а затем скачивать её обратно в пласт.
Для применения данной технологии необходимо определить нижнюю границу рабочего эквивалентного забойного давления. Принимаем депрессию на пласт равной 3% от пластового давления (максимально допустимая депрессия при добыче нефти), что составляет около 211 атм. (дальнейшее снижение давления может привести к прорыву газа из газовой шапки залежи).
Таким образом, определены верхняя и нижняя границы диапазона применения технологии бурения с регулируемым давлением (рис. 5). Ограничивающими диапазон практического применения технологии первичного вскрытия на депрессии являются все те же факторы:
1. Пластовое давление = давлению поглощения.
2. Забойное давление - носит волновой характер и не может описываться линией [6]. Этот диапазон, до 4-5 атм., подтвердили замеры забойного давления.
3. Эквивалентное забойное давление циркуляции (динамическое) непрерывно растет, начиная от башмака до конечного забоя, в зависимости от длины горизонтального ствола. (В нашем случае это около +2% от пластового давления на 1000 м горизонтального ствола).
Итоги:
1. Все скважины месторождения пробурены с репрессией в связи с отсутствием возможности принимать нефть из скважины, дегазировать ее и складировать.
2. Технология бурения на депрессии позволит даже при минимальном объеме емкостного парка под добытую нефть продолжать бурение: какое-то время скважина работает на притоке, полученная нефть дегазируется и отстаивается; затем динамическое давление с помощью дросселя поднимается, добытая нефть скачивается обратно в скважину на поглощение.
3. При этом необходимо плавно включать насосы, одновременно снижая давление на дросселе. Так же при остановках: насколько плавно снижается литраж, настолько плавно поднимается давление на дросселе. При резком включении и отключении насосов возможно формирование газовых пузырей на забое скважины.
Результаты внедрения технологии первичного вскрытия с «замкнутым контуром» по сложным карбонатным коллекторам рифея приводят нас к заключению, что применять здесь традиционную технологию бурения по горизонту с кольматацией не следует. После вскрытия зоны суперколлектора углубление, по сути, неэффективно, не имеет смысла. Необходимо не просто сменить или доработать технологию первичного вскрытия горизонтальным бурением - нужно теоретически обосновать принципиально другую технологию первичного вскрытия в рифее, которая могла бы работать в том реальном диапазоне горногеологических условий, который сегодня нам удалось определить на основе данных горизонтального бурения. Обосновать, спроектировать и довести ее до практического использования [17, 19].
Рис. 5. Диапазоны колебания эквивалентных забойных давлений. ЮТ НГКМ, рифей
По результатам обобщения данных первичного вскрытия нефтенасыщенного рифея горизонтальным бурением «на репрессии» и «на МРй» сделаны следующие выводы:
1. Диапазон совместимых по условию бурения зон при бурении горизонтального ствола в условиях ка-верно-трещинного карбонатного коллектора с АНПД представляет собой линию (Пластовое давление = Давление поглощения). Равновесие существует только в статических условиях.
2. Технология "комбинированного" регулируемого давления позволяет расширить линию совместимых по условия бурения зон до диапазона, рассчитываемого по фактическим горно-геологическим условиям.
3. Гидродинамические условия залежи дополнительно осложняют первичное вскрытие, ограничивая допустимый диапазон эквивалентных забойных давлений. Поэтому технология первичного вскрытия ри-фейской карбонатной залежи горизонтальным стволом большой протяженности должна быть подобрана именно под объект, который может характеризоваться катастрофическими поглощениями, т.е. под вскрытие зоны карстово-жильного типа с аномально высокой
гидропроводностью, зоны провала КНБК [13. 17-19]. Возможно, что бурение с замкнутым контуром, с контролем давления в сочетании с азотированием бурового раствора «на депрессии» - единственная технология первичного вскрытия, которая не зависит от удельного веса раствора, исключает круглосуточные многонедельные поглощения, кольматацию как подход и не требует закачки пачек ВУС. В то же время авторы приходят к принципиально новому заключению, что технологии первичного вскрытия рифея на ЮТМ не применимы в чистом виде - так, как они предлагаются специализированными буровыми компаниями - операторами в версиях:
• «только депрессия на всей протяженности открытого ствола 1070 м»;
• «вскрытие на равновесии на всей протяженности открытого ствола 1070 м»;
• « только репрессия на всей протяженности открытого ствола 1070 м»;
Основная причина ограничений применимости «чистых версий» кроется в несовпадении реально-допустимого и фактического достигаемого при вскрытии коридоров перепадов эквивалентных давлений,
которые существуют при любой технологии и зависят при прочих равных условиях только от протяженности открытого ствола.
Резюмируя аргументацию и фактические данные, изложенные нами в работах [2, 5-10, 12-19] и в настоящей статье, авторы предлагают продолжить на ЮТМ внедрение технологии первичного вскрытия горизонтальным бурением «с контролем давления» иВй) как совмещенной версии репрессии-депрессии, бурения, «близкого к равновесию». Этот вывод базируется на результатах экспериментального определения допустимого диапазона гидродинамических границ по данным технология первичного вскрытия с замкнутым контуром (1М^). Авторы убеждены, что
именно совмещенная версия репрессии-депрессии, «близкого к равновесию» бурения - это единственная технология первичного вскрытия для сложных коллекторов рифея Юрубченской залежи. По сути, совмещённая версия альтернативна традиционному бурению на репрессии, с кольматацией зон поглощения, а значит - интервалов продуктивности в нефтенасы-щенном коллекторе. Относительно большая затратность этой технологии на этапе внедрения будет закономерно снижаться при её серийном применении в эксплуатационном горизонтальном бурении на Юруб-чено-Тохомском НГКМ.
Статья поступила 18.02.2014 г.
Библиографический список
1. Вахромеев А.Г., Иванишин В.М., Сираев Р.У. и др. Геологические аспекты применения технологии первичного вскрытия сложных карбонатных коллекторов рифея на «управляемом давлении». М.: Бурение и нефть, 2013. №11. С. 30-34.
2. Иванишин В.М., Сираев Р.У., Разяпов Р.К. и др. Новые технологии в проводке нефтедобывающих скважин с горизонтальным окончанием в анизотропных карбонатных коллекторах (на примере Юрубчено-Тохомского НГКМ) // Вестник Иркутского государственного технического университета. Иркутск, 2012. №6. 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. М.: 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. М.: Нефтяное хозяйство, 2012. №11. С. 4-7.
5. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: Изд-во ТАУ, 1999. 408 с.
6. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). Москва, 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 Юрубчено-Тохомского месторождения. Инновационные решения в строительстве скважин: тез. Всероссийской науч-техн. конф. Уфа: изд-во УГНТУ, 2011. С. 38-41.
8. Фокин В.В., Поляков В.Н., Сонин В.Н., Кузнецов Р.Ю. 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 HORISONTAL BOREHOLES DRILLING AND PAMPING FOR OIL EXTRACTION AT THE YURUBCHENO-TOHOMSKOE OIL-GAS-CONDENSATE. 5th Saint Petersburg International Conference and Exhibition. 2012.
10. Сотников А.К. Бурение с управляемым давлением как ключевая технология строительства нефтедобывающих скважин в трещиноватых карбонатах рифея: сборник избранных трудов научно-технической конференции «Геонауки - 2013». Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. Вып. 13. 400 с.
11. Сотников А.К., Чернокалов К.А., Сираев Р.У., Акчурин Р.Х. Технология бурения с управляемым давлением на Юрубчено-Тохомском месторождении, проблемы регулиро-
вания гидростатического давления на пласт в геологических условиях, не обеспечивающих работу забойного клапана: сборник избранных трудов научно-технической конференции «Геонауки - 2013». Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. Вып. 13. 400с.
12. Бакиров Д.Л. и др. Депрессионная технология: проблемы, решения, эффективность. Инновационные решения в строительстве скважин: тез. Всероссийской науч.-техн. конференции. Уфа: изд-во УГНТУ, 2011. С. 46-50.
13. Иванишин В.М., Сираев Р.У., Данилова Е.М. и др. Аномально-проницаемый трещинно-жильный коллектор в ри-фее, ЮТМ (по геологопромысловым данным горизонтального бурения): сборник науч.-техн. конференции «Геонауки -2013». Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. Вып. 13. С. 302-305.
14. Разяпов Р.К., Сираев Р.У., Вахромеев А.Г. Геологическое сопровождение эксплуатационного горизонтального бурения в рифейских карбонатах на Юрубчено-Тохомском НГКМ, проблематика и рекомендации: материалы Всероссийской конференции с участием иностранных ученых. Новосибирск, 2013. С. 35-39.
15. Акчурин Р.Х, Чернокалов К.А., Сотников А.К., Сираев Р.У. Повышение качества первичного вскрытия сложных пород-коллекторов при бурении скважин на нефть и газ в Восточной Сибири: сб. избр. трудов научно-технической конференции «Геонауки-2013». Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. Вып. 13. С. 283-286.
16. Сираев Р.У., Сверкунов С.А., Данилова Е.М. и др. Анализ горно-геологических условий бурения геологоразведочных скважин на нефть и газ на Даниловской площади, Неп-ский свод // Вестник Иркутского государственного университета, 2013. № 12. С.131-135.
17. Сверкунов С.А., Вахромеев А.Г. Гидродинамические ограничения технологии первичного вскрытия «с закрытым контуром» в условиях трещинно-кавернозного карбонатного коллектора с АНПД на примере Юрубчено-Тохомского месторождения. Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири: мат. Всероссийской научн. конф. молодых ученых, посвященной 80-летию академика А.Э. Конторовича. Новосибирск: электронное издание ИНГГ СО РАН, 2014. http://ems2013.ipgg.sbras.ru, свободный.
18. Иванишин В.М., Сираев Р.У., Разяпов Р.К. и др. Инновационные технологии первичного вскрытия рифейских карбонатных коллекторов горизонтальными скважинами на Юрубчено-Тохомском НГКМ - применимость, эффективность бурения и геологические ограничения. Актуальные проблемы геологии нефти и газа Сибири: мат. Всероссийской научн. конф. молодых ученых, посвященной 80-летию академика А.Э. Конторовича. Новосибирск: электронное издание ИНГГ СО РАН, 2014. http://ems2013.ipgg.sbras.ru, свободный.
19. Сираев Р.У., Акчурин Р.Х., Чернокалов К.А. и др. Алго- НГК // Вестник Иркутского государственного технического ритм бурения горизонтального ствола в трещиноватых кар- университета. Иркутск, 2013. № 11 (82). С. 120-124. бонатах рифея в условиях АНПД, Юрубчено-Тохомское
УДК 551.345.1
ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ТЕМПЕРАТУРНОГО СОСТОЯНИЯ ГРУНТОВ ОСТРОВА ОЛЬХОН (ПО ДАННЫМ МОНИТОРИНГА)
© А.А. Светлаков1, Е.А. Козырева2, А.А. Рыбченко3
Институт Земной коры СО РАН,
664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 128.
Представлены результаты мониторинга температурного режима грунтов о. Ольхон, отражающие современное состояние южной области криолитозоны. Выполнен сопоставительный анализ данных, полученных из фондовых материалов предыдущих лет с инструментально зафиксированными особенностями распределения температурного поля в грунтовой толщи. На основе данных годового температурного состояния грунтов и распределения температур по глубине выделены временные периоды активизации солифлюкционных оползней на о. Ольхон. Ил. 2. Библиогр. 10 назв.
Ключевые слова: температурный режим грунтов; солифлюкции; мерзлые грунты.
PRELIMINARY ANALYSIS OF OLKHON ISLAND GROUNDS TEMPERATURE (BASED ON MONITORING DATA) А.А. Svetlakov, Е.А. Kozyreva, А.А. Rybchenko
Institute of Earth's Crust SB RAS,
128 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.
The article introduces the data of Olkhon island ground temperature regime monitoring that reflect modern temperature conditions of the grounds in the southern area of cryolithozone. A comparative analysis was given to the archive data of former investigations and those instrumentally obtained with recorded peculiarities of temperature field distribution in the ground depth. Based on the data of annual grounds temperature regimes and depth distribution of temperatures the temporal periods of solifluction landslide activation have been identified. 2 figures. 10 sources.
Key words: temperature regime of grounds; solifluction; permafrost.
Проблема современного состояния многолетне-мерзлых пород в условиях изменяющегося глобального климата считается весьма дискуссионной. Одной из сложных задач в решении обозначенной темы является определение зависимости и возможной взаимосвязи между состоянием многолетнемерзлых пород и климатом. По этому вопросу существуют полярные точки зрения. В работах одних исследователей утверждается: происходящий обмен тепловой энергией в системе «воздух-грунт» приводит к тому, что вечная мерзлота на современном этапе планетарного развития является климатически уязвимым элементом природной среды [7, с. 29-36]. Другая группа учёных гипотезу трансформации температурного режима грунтов подтверждает лишь частично. Например, в работах А.А. Васильева, Д.С. Дроздова и Н.Г. Москаленко отмечается, что деградация многолетнемерзлых грунтов незначительна: изменяется общее температурное состояние, но не происходит заметной трансформа-
ции многолетнемерзлых грунтов, а на некоторых участках наблюдается уменьшение среднегодовой температуры пород [1, с. 10-18].
На территории Восточной Сибири многолетне-мерзлые грунты распространены спорадически. По материалам Ф.Н. Лещикова, данная территория относится к области редкоостровного и островного распространения многолетнемерзлых пород криолитозоны. В местах распространения линз многолетнемерзлых грунтов температура массива ниже деятельного слоя составляет от -0,1^ до -0,5^ [2]. Исследуемый район - остров Ольхон территориально относится к южной области криолитозоны, где наиболее ярко могут проявляться процессы деградации линз и островов унаследованных мерзлых грунтов. Поэтому оценка современного состояния многолетнемерзлых грунтов в пределах южной области криолитозоны, выявление температурного режима и анализ направленности процессов трансформации геологической среды -
1Светлаков Артем Александрович, аспирант, тел.: 89501309935, e-mail: svetlakov@crust.irk.ru Svetlakov Artem, Postgraduate, tel.: 89501309935, e-mail: svetlakov@crust.irk.ru
2Козырева Елена Александровна, кандидат геолого-минералогических наук, доцент лаборатории инженерной геологии и геоэкологии, тел.: 89149436608, e-mail: kozireva@crust.irk.ru
Kozyreva Elena, Candidate of Geological and Mineralogical sciences, Associated Professor of the Laboratory of Engineering Geology and Geoecology, tel.: 89149436608, e-mail: kozireva@crust.irk.ru
3Рыбченко Артем Александрович, кандидат геолого-минералогических наук, старший научный сотрудник лаборатории инженерной геологии и геоэкологии, тел.: 89148859558, e-mail: rybchenk@crust.irk.ru
Rybcheko Artem, Candidate of Geological and Mineralogical sciences, Senior Researcher of the Laboratory of Engineering Geology and Geoecology, tel.: 89148859558, e-mail: rybchenk@crust.irk.ru
