CC BY
134
УДК 550.822.7
ПЕРВЫЕ ПРИЗНАКИ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ В УСЛОВИЯХ СИЛЬНОТРЕЩИНОВАТОГО КАВЕРНОЗНОГО КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА
© С.А. Сверкунов1, Р.У. Сираев2, А.Г. Вахромеев3,
1 -3Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
1Институт земной коры СО РА^ 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 128.
Основной проблемой первичного вскрытия горизонтальным бурением карбонатных пластов с кавернозно-трещинным типом коллектора является крайне высокая проницаемость трещинной системы и крайне малый диапазон предельно допустимых давлений начала поглощения и начала проявления (или их градиентов). Ш практике это выражается резким переходом циркуляционной системы (пласт - скважина) из состояния поглощения бурового раствора в состояние газонефтеводопроявления (ГОВП).
Первые признаки EHBn известны давно и делятся на косвенные и прямые. Одной из характерных особенностей является изменение давления на буровых насосах при неизменном расходе промывочной жидкости. При этом при наличии в геологическом разрезе пластов с нормальным или аномально низким пластовым давлением во время начала ГЖП величина давления на насосах постоянно снижается вследствие разбавления промывочной жидкости пластовым флюидом. При наличии в геологическом разрезе пластов с аномально высоким пластовым давлением во время начала ГЖП величина давления на насосах интенсивно повышается.
В настоящей статье приводится описание данных по измеренному забойному давлению в процессе ГЖП, а также по изменению давления на насосах в процессе бурения горизонтального участка ствола скважины в условиях сильнотрещиноватого кавернозного карбонатного коллектора. Основной особенностью является признак, появляющийся до начала выявления общепринятых признаков начала ГЖП. Данный нестандартный признак характерен для бурения горизонтальных стволов в условиях высокого давления насыщения газом нефти, высокого газового фактора в пластовой нефти либо газового насыщения пласта.
В статье обсуждаются возможные причины и мероприятия по недопущению ГЖП. Также показаны превентивные меры по оперативной ликвидации ГHВП при бурении в условиях частичных и полных поглощений.
Ключевые слова: эксплуатационное бурение; горизонтальный ствол; газонефтеводопроявление; поглощение; признаки.
FIRST INDICATIONS OF GAS SHOW UNDER HORIZONTAL DIRECTIONAL DRILLING OF A HIGHLY FRACTURED CAVERNOUS CARBONATE RESERVOIR
S.A. Sverkunov, R.U. Siraev, A.G. Vakhromeev
Irkutsk National Research Technical University, S3 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia. Institute of the Earth Crust SB RAS, 12S Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.
1 Сверкунов Сергей Александрович, аспирант кафедры нефтегазового дела ИРНИТУ, инженер лаборатории геологии нефти и газа ИЗК СО РАН, e-mail: dobro_75@mail.ru
Sverkunov Sergei, Postgraduate of the Oil and Gas Engineering Department of Irkutsk National Research Technical University, Engineer of the Laboratory of Oil and Gas Geology of the Institute of the Earth Crust SB RAS, e-mail: dobro_75@mail.ru
2Сираев Рафаил Улфатович, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 798745, доб. 3502, e-mail: siraev.rafail@ifrnb.ru
Siraev Rafail, Postgraduate of the Oil and Gas Engineering Department of Irkutsk National Research Technical University, tel.: (3952) 798745, ext. 3502, e-mail: siraev.rafail@ifrnb.ru
3Вахромеев Андрей Гелиевич, доктор геолого-минералогических наук, профессор кафедры нефтегазового дела, e-mail: andrey_igp@mail.ru
Vakhromeev Andrey, Doctor of Geological and Mineralogical sciences, Professor of the Oil and Gas Engineering Department of Irkutsk National Research Technical University, e-mail: andrey_igp@mail.ru
The main problem of primary opening-up of carbonate layers with cavernous-fractured reservoir type by a horizontal directional drilling is an extremely high permeability of fracture network and an ultra-small range of the maximum permissible pressures of the beginning of absorption and showing (or their gradients). In practice it is represented by the sharp transition of the circulating system (layer - well) from the condition of boring fluid absorption to the state of gas, oil and water show (GOWS).
The first GOWS signs were known long ago and are classified into indirect and direct. One of the characteristic features is pressure change on boring pumps under constant consumption of flushing liquid. In this case, if a geological section includes the layers with normal or abnormal low reservoir pressure the beginning of GOWS is accompanied with continuous decrease of pressure value on the pumps since flushing liquid is diluted with formation fluid. If a geological section includes the layers with abnormally high reservoir pressure, the GOWS beginning is characterized with intensive increase of pressure value on the pumps.
The present article describes the data on the measured bottomhole pressure in the course of GOWS, as well as on the pressure change on the pumps under drilling a horizontal wellbore under conditions of a highly fractured cavernous carbonate reservoir. Its main feature is the sign that is manifested prior to the identification of the standard indications of GOWS beginning. This non-standard sign is characteristic for horizontal directional drilling under conditions of high pressure of oil saturation with gas, high solution gas-oil ratio, or gas saturation of the layer.
The article also discusses the possible reasons and measures for GOWS prevention showing measures for operative GOWS response when drilling under conditions of partial and full absorptions.
Keywords: production drilling; horizontal wellbore; gas, oil and water show; absorption; indications.
Согласно устоявшимся представлениям о первичных признаках газоне-фтеводопроявления (ГНВП), их можно перечислить в следующем виде [ 1]:
- увеличение объема (уровня) бурового раствора в емкостях циркуляционной системы;
- повышение расхода (скорости) выходящего потока бурового раствора при неизменной подаче буровых насосов;
- уменьшение против расчетного объема доливаемого в скважину бурового раствора при подъеме бурильной колонны;
- увеличение против расчетного объема бурового раствора при подъеме бурильной колонны;
- увеличение против расчетного объема бурового раствора при спуске бурильной колонны;
- повышение газосодержания в буровом растворе;
- возрастание механической скорости бурения;
- изменение показателей свойств бурового раствора;
- изменение давления на буровых насосах.
Последние три признака являются косвенными и могут быть и не связаны с ГНВП. Здесь нужно комплексно рассматривать все признаки примени-
тельно к каждому месторождению в отдельности, так как специфика на каждом объекте разработки недр индивидуальная. Остановимся на изменении давления на буровых насосах. Хотя данный признак является классическим косвенным признаком ГНВП, его информативность и возможность раннего реагирования на него позволяет справиться с ГНВП еще на ранних стадиях с минимальными затратами времени и материалов и максимальным уровнем безопасности.
В качестве примера рассмотрим бурение эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием по сильнотрещиноватым кавернозным карбонатным коллекторам рифея. Бурение горизонтальных стволов по данным коллекторам практически всегда характеризуется частичным, а чаще полным поглощением бурового раствора. При бурении с полным поглощением динамический уровень бурового раствора устанавливается ниже устья скважины. Замеренные величины динамического уровня при бурении горизонтальных участков эксплуатационных скважин находятся на отметках ниже отметок статических уровней, когда скважина находится на равновесии (величина пластового давления равна величине гидростатического давления бурового раствора). То есть
при бурении с полным поглощением гидростатическое давление столба промывочной жидкости по затрубному пространству (между бурильной колонной и стекой скважины/обсадной колонны) меньше пластового давления. Этот факт объясняется «эффектом» инерции при проведении бурения с полным поглощением промывочной жидкости [2]. В таких условиях при остановке процесса бурения наступают все условия для поступления пластового флюида в ствол скважины (в данном случае попутного растворенного газа) и возникновения ГНВП.
Рассмотрим фактические данные, полученные со скважин, на которых возникали ГНВП. На одной из скважин, пробуренных по газовой части рифея, с 25-го метра горизонтального ствола наблюдалось частичное поглощение бурового раствора интенсивностью от 15 до 20 м3/ч, а со 65-го метра - полное поглощение бурового раствора без выхода циркуляции (рис. 1). Были предприняты попытки ликвидации поглощения путем закачки кольматационных пачек. Со 115-го метра было продолжено бурение на поглощение.
Для наглядности приведем вырезку из хронологии бурения данной сква-
жины в интервале 130-151 м горизонтального ствола (таблица). В данном случае видно, что после бурения (34 мин - 3,5 м проходки) на скважине велось приготовление бурового раствора. В этот момент осуществлялся периодический долив скважины в затрубное пространство для поддержания значений гидростатического давления выше пластового (долив осуществлялся порционно, выхода промывочной жидкости по затрубу не фиксировалось вследствие полного поглощения). Далее бурение было продолжено (17 м проходки). Далее было зафиксировано проявление (перелив бурового раствора). По затруб-ному пространству было прокачено 47 м3 на поглощение при закрытом превен-торе, при этом объем затрубного пространства скважины составлял около 30 м3. Все это время датчик фиксировал значения давлений на забое скважины в затрубном пространстве. После непродолжительного подъема было зафиксировано проявление (перелив бурового раствора). Начаты работы по глушению скважины.
На рис. 1 видно, что последние 20,5 м проходки по горизонтальному стволу можно разделить на два участка. Первый участок - это начальные 5 м, где значе-
Рис. 1. Динамика изменения эквивалентной циркуляционной плотности на основе фактического замера забойного давления датчиком забойного давления
Хронология бурения скважины
Время операции Забой Примечание Поглощение, м3 Суммарное поглощение, м3
0:34 2731,1 Бурение ротором в интервале 2727,65-2731,1 м (Умех = 6,5 м/ч; WдоЛ =6,6 т; Qвx=12 л/с; АР = 0 атм; Nот = 42 об./мин; Мрот = 0,6 Тсм), в т. ч. промывка 00:02. Увеличение газопоказаний до Гсум = 5,89% 23,4 697,8
3:31 2731,1 Приготовление, обработка бурового раствора - 727,8
1:39 2740 Бурение ротором в интервале 2731-2740 м (V'мех = 5,6 м/ч; G = 7,3 т; Q = 12 л/с; Nрот = 47 об./мин; Мрот = 0,6 Тс-м) 68,7 796,5
2:23 2748 Бурение ротором в интервале 2740-2748 м (Умех = 4,4 м/ч; G = 7,2 т; Q = 12 л/с; Nот = 48 об./мин; Мрот = 0,5 Тс м) 75 871,5
12:47 2748 Закрытие превентора (трубные), открытие линии глушения, фиксирование давления в затрубном пространстве. Рнач.затр. 5 aTм, Ркон.затр. 72 атм 871,5
2:50 2748 Замещение на поглощение при закрытом ПВО затрубного пространства в У = 30 м3; Q = 4-7 л/с; Р = 72-67 атм. Закачка в трубное пространство кальматационной пачки с концентрацией кольматанта 130 кг/м3 в У = 4 м3. Продавка в трубное пространство при закрытом ПВО буровым раствором Q = 11 л/с в У = 10 м3. Открытие ПВО. Продавка буровым раствором Q = 4 л/с; Р = 88-53 атм в У = 4 м3 871,5
2:10 2748 Подъем инструмента в интервале 2732-2394 м. Перед подъемом инструмента ст. уровень - 5 м от устья. Долив через 100 м расчетный +20%. На глубине 2394 м отмечено несоответствие долива 47 918,5
3:50 2748 Наблюдение за скважиной. Определение статического уровня. Уровень на устье. На ситах отмечен выход бурового раствора. Закрытие ПВО (трубные), открытие линии глушения, фиксирование давления в затрубном пространстве. Рнач.затр. = 2 атм, Ркон.затр. = 71 атм. Заготовка, приготовление, обработка бурового раствора до У = 0,99 г/см3. 918,5
4:20 2748 Наблюдение за скважиной. Фиксирование давления в затрубном. Рнач.затр. = 71 атм, Ркон.затр. = = 175 атм. Заготовка, приготовление, обработка бурового раствора до У = 0,99 г/см3 918,5
ния эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) варьировались возле отметки 1,01-1,02 г/см3, и второй участок - 15,5 м, где значения ЭЦП резко повысились и находились на отметке
1,08-1,09 г/см3, при этом полное поглощение при бурении продолжалось. Данное повышение, по мнению авторов, вызвано поступлением газовой пачки в ствол скважины и его движением в
интервале горизонтального ствола по направлению к устью. Дело в том, что при поступлении газовой пачки в ствол скважины плотность смеси бурового раствора (либо составного столба) падает, а пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига растет [1]. Данный факт и характеризует увеличение давления в затрубном пространстве при полном поглощении бурового раствора [1]. При этом даже после задавки полутора объемов циркуляции бурового раствора по затрубному пространству на поглощение значения ЭЦП не изменились. Это значило, что газ из ствола скважины не задавлен обратно в пласт и продолжает свою миграцию по стволу к устью скважины. Работы по задавке бурового раствора необходимо было продолжить.
Таким образом, при наличии датчика забойного давления в компоновке бурильного инструмента возможно определение момента поступления пачек газа в ствол скважины.
Давление на насосах также можно считать показателем изменения забой-
ных давлений, в том числе забойного давления при неизменных режимах и условиях закачки.
Второй показательный эпизод с повышением давления на насосах был зафиксирован при бурении по нефтяной части рифея эксплуатационной скважиной. Пластовая нефть насыщена газом (газовый фактор - до 500 м3/м3, давление насыщения газа практически равняется пластовому давлению).
На глубине 3450-3455 м зафиксировано увеличение интенсивности поглощения 5 м3/ч до полного поглощения (36-40 м3/ч), а также падение давления с 220 до 120 кгс/см3. Продолжено углубление скважины с полным поглощением. На глубине 3491 м отмечено повышение давления на насосах со 120 кгс/см3 до 190 кгс/см3 (рис. 2).
При дальнейшем углублении с полным поглощением через 1,5 часа зафиксировано падение давления на насосах до 120 кгс/см3. По прошествии последующих двух часов зафиксированы первые признаки ГНВП на устье скважины. Начаты работы по глушению скважины.
Рис. 2. Диаграмма станции геолого-технологического контроля бурения
Прорыв газа в ствол скважины в обоих случаях можно объяснить снижением забойного давления ниже значений пластового. В условиях полного поглощения такой дисбаланс наступает при остановках процесса углубления скважины. Здесь свою роль играет давление инерции и соответствующий динамический уровень бурового раствора (фактическое гидростатическое давление) [3]. Данный динамический уровень при остановках процесса бурения оказывается ниже статического уровня (равновесного гидростатического давления), установившегося на равновесии со значениями пластового давления.
На основании вышесказанного можно сделать выводы:
1. При бурении скважин в условиях полного поглощения в сильнотрещиноватых карбонатных коллекторах (например, рифей) в целях предупреждения поглощений необходимо вести непрерывный долив скважины в затрубное пространство (3-4 л/с).
2. При бурении скважин в интервале горизонтального ствола в условиях полного поглощения первым признаком ГНВП (поступления газовой пачки в горизонтальный ствол) является увеличение давления на насосах и увеличение забойного давления (согласно показаниям датчика забойного давления).
Дальнейшее падение давления на насосах и забойного давления свидетельствует о выходе газовой пачки в наклонную часть ствола. Меры по предотвращению ГНВП необходимо начинать незамедлительно после повышения давления на насосах (забойного давления). Порядок действий указан в третьем пункте выводов. Данный эффект можно использовать при бурении скважин с регулируемым комбинированным давлением (С.А. Сверкунов, А.Г. Вахромеев, Р.У. Сираев, 2015).
3. При ликвидации ГНВП в условиях полного или частичного поглощения бурового раствора необходимо производить закачку бурового раствора в за-трубное пространство на поглощение для оттеснения газа (от 2-4 и более объемов циркуляции затрубного пространства до снижения давления на насосах до рабочих значений при бурении с полным поглощением).
4. Повышение давления на насосах (а также забойного давления) при поступлении газовой пачки в горизонтальный ствол поглощающей скважины обуславливается увеличением пластической вязкости и динамического напряжения сдвига (при движении и смешении бурового раствора и пластового газа).
Библиографический список
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов. М.: Недра, 2000. 680 с.
2. Семенов Н.Я. Исследование и изоляция поглощающих и водопроявля-ющих пластов: пособие для инженера-технолога по бурению скважин. В 2 ч. Уфа: БашНИПИнефть, 2010. 903 с.
References
1. Basarygin Iu.M., Bulatov A.I., Proselkov Iu.M. Oslozhneniia i avarii pri burenii neftianykh i gazovykh skvazhin [Complications and failures in drilling oil and gas wells]. Moscow, Nedra Publ., 2000, 680 p.
2. Semenov N.Ia. Issledovanie i izoli-atsiia pogloshchaiushchikh i vodopro-iavliaiushchikh plastov [Research and insulation of absorbing and water show layers]. Ufa, BashNI-PIneft' Publ., 2010, 903 p.
CmambH nocmynuna 17.12.2015 г.
