CC BY
38УДК. 622.279.7
АНАЛИЗ СТРОИТЕЛЬСТВА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
THE ANALYSIS OF OIL WELLS CONSTRUCTION IN ABNORMAL CONDITIONS IN EASTERN SIBERIA OIL-FIELDS
В. А. Парфирьев, С. А. Палеев, Ю. В. Ваганов
V. A. Parfiryev, S. A. Paleyev, Yu. V. Vaganov
ОАО «Сургутнефтегаз», г. Сургут
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: Восточная Сибирь; нефтеносность; геологический разрез; солевые отложения;
талаканское месторождение Key words: Eastern Siberia; oilpresence; geologicalprofile; drilling problems; saline deposits;
Talakanskoye oil field
Восточно-Сибирская нефтегазоносная мегапровинция — динамично развивающийся центр нефтегазовой промышленности России. В данном регионе разведанные и предварительно оцененные запасы нефти превышают 3,6 млрд т, степень разведанно-сти — 11,8 %, доля неоткрытых ресурсов составляет 76 %, что является потенциалом прироста будущих запасов нефти в целом по стране. Большинство месторождений углеводородов Восточной Сибири носят комплексный характер, содержат нефть, газ, конденсат, а в составе свободного газа, кроме метана, содержатся в значительных концентрациях его гомологи (этан, пропан, бутан, а также конденсат и гелий). Основная добыча углеводородов связана с вводом в эксплуатацию таких месторождений как Ванкорское (50 % от общей добычи нефти по региону), Верхнечонское (19 %) и Талаканское (18 %), при этом возможно еще незначительное увеличение нефтедобычи за счет сателлитов и средних по размерам соседних месторождений [1].
Нефтеносность Восточной Сибири, в частности Республика Саха (Якутия), связана с развитием карбонатных коллекторов в осинском горизонте месторождений Талакан-ской группы, являющимся одним из основных нефтеносных горизонтов непско-ботуобинской зоны. В геологическом строении структур данной группы месторождений принимают участие образования четвертичные, юрские, кембрийские, вендские и отложения кристаллического фундамента. Геологический разрез представлен переслаиванием красновато-коричневых, бурых и серых мергелей, светло и темно-серых доломитов, серыми, темно-серыми, мелко среднезернистыми известняками, прослоями аргиллитов и ангидритов, мощными пластами каменной соли. Разработка и разбурива-ние месторождений на рассматриваемых площадях осложнена тектоническими деформациями, аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД), трещиноватостью, кавернозностью и низкими пластовыми температурами. При этом основной продуктивный горизонт в пределах Талаканского месторождения приурочен к карбонатным отложениям билирской свиты и характеризуется 30-50 метровой толщей коллекторов порово-кавернозного и кавернозно-трещиноватого типов.
Опыт строительства скважин на месторождениях Талаканской группы показал наличие большого числа осложнений (геологического — вечномерзлотные породы, мощные толщи солевых отложений, магматические интрузивные тела, и технологического характера), где наиболее распространенным является поглощение бурового и тампонажного растворов, вплоть до потери циркуляции. При этом интенсивность частичного поглощения в интервалах от 30 до 350 м в среднем составляет 15-40 м3/час (таблица).
Основная причина поглощения промывочной жидкости (отсутствие циркуляции) при бурении скважины под кондуктор в интервале 0-600 м обусловлена наличием в разрезе указанных месторождений многолетнемерзлых, рыхлых и слабосцементиро-ванных пород, крупных дизъюнктивных нарушений и связанных с ними карстовых образований, а также развитием водонасыщенных горизонтов вплоть до подземных «ручьев и рек». Все вышеперечисленное в значительной степени затрудняет строительство скважин.
№ 6, 2016
Нефть и газ
97
Интервалы и интенсивность поглощения по месторождениям
Месторождение Интервал ММП Интервал поглощения, м Интенсивность поглощения, м3/час
Талаканское 0-70 114-295 от 8 до полного
Северо-Талаканское 0-70 86-135 от 6 до полного
Центральный блок Талаканского НГКМ 0-70 201-331 от 22 до полного
Восточный блок Талаканского НГКМ 0-70 82-201 от 11 до полного
Южно-Талаканское 0-70 43-491 от 3 до полного
Алинское 0-180 60-280 от 5 до полного
Восточно-Алинское 0-180 70-159 от 12 до полного
Однако при дальнейшем углублении скважины из-под кондуктора, при бурении интервала под эксплуатационную колонну, поглощение бурового раствора сохраняется, хотя и выражено в меньшей степени, это также вызвано геологическими особенностями строения данной группы месторождений, такими как:
• повышенная трещиноватость пород;
• широкое развитие каверн в интервалах солевых отложений;
• аномально низкие пластовые температуры и давления;
• дифференциация пластовых давлений по разрезу при наличии большого количества проницаемых и водонасыщенных горизонтов.
С другой стороны наличие в разрезе месторождений твердых и высоко абразивных пород в значительной степени отражается на механической скорости проходки. Наиболее труднобуримые породы — отложения доломитов (особенно их окремненные разности), интрузивные тела, представленные, как правило, гранито-гнейсами, грано-диоритами и породами основного состава. Так, например на Алинском и Восточно-Алинском месторождениях продуктивный пласт представлен высококонсолидирован-ными кварцевыми песчаниками, переслаивающимися с пропластками аргиллитов с непредсказуемыми углами залегания, бурение которых крайне затруднено, по причине сложности удержания требуемого зенитного угла ствола скважины. При этом трещи-новатость пород сложно спрогнозировать, и бурение таких отложений неизменно приводит к катастрофическим поглощениям. Вследствие чего возникают обвалы и осыпи стенок скважин, непрохождение бурильного инструмента, потери подвижности компоновки низа бурильной колонны, недопуск обсадной колонны в процессе крепления ствола скважины, что в свою очередь, сказывается на качестве цементирования обсадных колонн.
Анализ крепления интервала бурения подкондуктор обсадными трубами диаметром 245 мм показал, что основными видами осложнений на месторождениях Талаканской группы являются:
• отсутствие циркуляции тампонажного раствора (или падение уровня цементного раствора за обсадной колонной);
• недоподъем тампонажного раствора;
• отсутствие сцепления цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины.
При этом количество скважин с недоподъемом тампонажного раствора за обсадной
колонной и некачественным сцеплением цементного камня с колонной и породой достигает 40 % от общего количества скважин (рис. 1).
В целях недопущения раскрытия зон частичного поглощения тампонажного раствора в интервале бурения под кондуктор, применяется два типа цементного раствора — облегченный ЦТОА-1-50 и нормальной плотности ПЦТ-11-50 на основе портландцемента. При этом нередко наблюдается в момент окончания продавливания цементного раствора и получения давления «Стоп» падение уровня тампонажного раствора в межколонном пространстве до 50-240 м, что подтверждается геофизическими исследованиями.
98
Нефть и газ
Л-» 6, 2016
I сплошной I частичный
] не определен, отсутствует, плохой
Восточно-Алинское м-е
Интервал Конструкция
от ДО Нал!. чие цем ента
0 20
20 40
40 60
60 80
80 100 гг га
100 120 «ч
120 140
140 160
160 180
180 200
200 220 ММ гг
220 240 ; ; ;
240 260
260 280
280 300
300 320
320 340
340 360
360 380
380 400
400 420
420 440 НИИН г?
440 460 ЩШШ^Ш го
460 480
480 500
500 520
520 540
540 560
560 580
580 600
600 620
620 640
Рис. 1. Анализ качества крепления кондукторов на месторождениях Талаканской группы
При анализе результатов ГИС в эксплуатационных колоннах (АКЦ, СГДТ) также отмечается низкое качество сцепления цементного камня с породой и обсадной трубой. Коэффициент сплошности Ксп контакта цементного камня на ряде скважин доходил до 0,30, а уровень подъёма цементного раствора при этом отмечался ниже 300 м от проектного устья скважины (рис. 2) [2].
ЦТОА-1-50 ПЦТ-М-50 скважина 128 куста 38 Алинского НГКМ
Проектный горизонт В10
ЦТОА-1-50 ПЦТ-П-50 скважина 35-1 Гр куста 15 Алинского НГКМ ЦТОА-1-50 ПЦТ-П-50 скважина 84-1 Гр куста 14 Алинского НГКМ ЦТОА-1-50 ПЦТ-П-50 скважина 25 куста 3 В-Алинского НГКМ ЦТОА-1-50 ПЦТ-П-50 скважина 84Гр куста 14 Алинского НГКМ
Проектный горизонт В10 Проектный горизонт В10 Проектный горизонт В10 Проектный горизонт В10
| Интервал | Сцепление ЦК+ЭК | Интервал | | Интервал Сцепление ЦК+ЭК | Интервал | Сцепление ЦК+ЭК
от до от до от до от до
0 50 0 50 0 50 0 50
50 100 50 100 50 100 50 100
100 150 100 150 100 150 100 150
150 200 150 200 150 200 150 200
200 250 200 250 200 250 200 250
250 300 250 300 250 300 250 300
300 350 300 350 300 350 300 350
350 400 350 400 350 400 350 400
400 450 400 450 400 450 400 450
450 500 450 500 450 500 450 500
500 550 500 550 500 550 500 550
550 600 550 600 550 600 550 600
600 650 600 650 600 650 600 650
650 700 650 700 650 700 650 700
700 750 700 750 700 750 700 750 I
750 I 800 750 800 750 800 750 800 щ
800 850 -1 800 850 800 850 800 850
850 900 850 900 850 900 850 900
900 950 I 900 950 900 950 900 950
950 1000 950 1000 950 1000 950 1000 1
1000 1050 1000 1050 1000 1050 1000 1050 1
1050 1100 Щ 1050 1100 1050 1100 1050 1100
1100 1150 1100 1150 1100 1150 1100 1150
1150 1200 1150 1200 1150 1200 | 1150 1200
1200 1250 1200 1250 1200 1250 1200 1250
1250 1300 1 1250 1300 1250 1300 в 1250 1300 1
1300 1350 1300 1350 1300 1350 1300 1350
1350 1400 1350 1400 1350 1400 1350 1400
1400 1450 1400 1450 1400 1450 1400 1450
1450 1500 1450 1500 1450 1500 1450 1500
1500 1550 1500 1550 1500 1550 1500 1550
1550 1593 1550 1600 1550 1600 1550 1600
1600 1641
Рис. 2. Анализ качества крепления эксплуатационных колонн на месторождениях Талаканской группы
№ 6, 2016
Нефть и газ
99
Данные отклонения отмечаются на скважинах, которые цементировались с использованием комбинированного состава облегченного цементного раствора ЦТ0А-1-50 и цементного раствора нормальной плотности ПЦТ-11-50. Это, прежде всего, обусловлено наличием в геологическом разрезе мощных солевых отложений и сравнительно продолжительным временем циркуляции промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну, что приводит к размыванию каменной соли и образованию крупных каверн.
Проведенный анализ строительства скважин на месторождениях Талаканской группы позволил выявить основные причины оказывающие влияние на качество строительства скважин:
• наличие зон трещиноватых и кавернозных пород (зоны частичного поглощения);
• наличие зон многолетнемерзлых пород;
• наличие интервалов солевых отложений с высокой кавернозностью;
• низкая седиментационная устойчивость тампонажного материала («усадка» облегченного цементного раствора);
• низкие реологические показатели бурового и цементного растворов;
• низкая адгезия тампонажного раствора.
Один из самых главных и длительных этапов «жизни» скважины как сложного инженерного сооружения — это период ее эксплуатации. В этот период скважина работает в сложных горно-геологических (геолого-физических и химических) и постоянно меняющихся термобарических условиях, поэтому обеспечение ее работоспособности, поддержание дебита скважины требуют регулярного проведения ремонтно-профилактических мероприятий и капитального ремонта скважин. При этом ремонт скважины в процессе ее эксплуатации не следует рассматривать фрагментарно. В значительной степени «тяжесть» ремонта обусловлена некачественным бурением скважин или неполноценным ремонтом в процессе бурения (не изолированы каналы для перетоков воды, нефти или газа) вследствие чего могут возникнуть грифоны; не загерметизированы соединительные узлы, не закреплено устье, растрескался цементный камень за колонной на значительном расстоянии от зоны перфорации и др. [3]. Поэтому описанные выше осложнения оказывают влияние не только на качественные показатели строительства скважин и последующую их эксплуатацию, но также и на экономическую составляющую всего проекта разработки месторождений Талаканской группы. В связи с чем, для успешного строительства и последующей эксплуатации скважин на месторождениях Восточной Сибири необходимо применение комплексного подхода, учитывающего как геологическое строение, так и историю бурения и крепления скважины.
Список литературы
1. Эдер Л. В., Филимонова И. В., Моисеев С. А. Нефтегазовый комплекс Восточной Сибири и Дальнего Востока: тенденци, проблемы, современное состояние // Бурение и нефть. - 2015. - № 12. - С. 3-14.
2. Гладков Е. А., Ширибон А. А, Карпова Е. Г. Пути решения проблем, возникающих при бурении скважин в Восточной Сибири // Бурение и Нефть. - 2015. - № 4. - С. 42-45.
3. Гагарина О. В., Ваганов Ю. В., Ягафаров А. К., Козлов Е. Н. Некоторые особенности заканчивания нефтяных малодебитных скважин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2015. - № 3. - С. 50-54.
Сведения об авторах
Парфирьев Василий Анатольевич, начальник нефтегазодобывающего управления «Талаканнефть», г. Сургут, тел. + 7(3462)410535
Палеев Сергей Александрович, начальник службы контроля за качеством бурения, освоения новых скважин, капитального ремонта (КР6) скважин нефтегазодобывающего управления «Талаканнефть», г. Сургут, тел. + 7(3462)410535
Ваганов Юрий Владимирович, к. т. н., доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, советник Тюменского отделения РАЕН, тел. 8(3452)390363, e-mail: burenie@rambler. ru
Information about the authors
Parfiryev V. A., manager of Talakanneft oil and gas production division, Surgut, tel. +7(3462)410535
Paleyev S. A., manager of drilling quality control, new wells starting and wells workover (KR6) department of Talakanneft oil and gas production division, Surgut, tel. + 7(3462)410535
Vaganov Yu. V., Candidate of Science in Engineering, associate professor Department of «Drilling of oil and gas wells», Industrial University of Tyumen, councilor of the RANS Tyumen branch, tel. 8(3452)390363, e-mail: bure-nie@rambler. ru
too
Нефть и газ
№ 6, 2016
