CC BY
52
УДК 550.822.7
ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ БУРЕНИЕМ КАРБОНАТНОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА РИФЕЯ НА ПЕРВООЧЕРЕДНОМ УЧАСТКЕ РАЗРАБОТКИ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
© С.А. Сверкунов1, Р.У. Сираев2, А.Г. Вахромеев3
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены результаты исследования данных, полученных при бурении первых 10 горизонтальных стволов большой протяженности на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомского НГКМ. Установлено, что проектные решения не отражают фактические горно-геологические условия месторождения. Выявлены закономерности, характеризующие Юрубчено-Тохомское месторождения, ранее не учтенные при разработке проектной документации на строительство эксплуатационных скважин. Ил. 4. Библиогр. 10 назв.
Ключевые слова: эксплуатационное бурение; горизонтальный ствол; поглощение; технология первичного вскрытия.
MINING AND GEOLOGICAL CONDITIONS OF CARBONATE RIPHEAN RESERVOIR INITIAL DRILLING IN PRIORITY DEVELOPMENT SITE OF YURUBCHENO-TOKHOMSKOE FIELD S.A. Sverkunov, R.U. Siraev, A.G. Vakhromeev
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article presents the results of studying the data obtained when drilling first 10 extensive horizontal holes in the priority development site of Yurubcheno Tokhomskoe Oil and Gas field (ПЕРЕВЕЛА КАК НЕФТЕГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ). It is determined that the design decisions do not reflect the actual mining and geological conditions of the deposit. The authors reveal the regularities of the Yurubcheno-Tokhomskoe field that have not been previously considered in the development of project documentation for the construction of production wells. 4 figures. 10 sources.
Key words: production drilling; horizontal borehole; absorption; initial drilling technology.
Введение. Эксплуатационное бурение скважин на нефть и газ невозможно без постоянной оптимизации затрат на строительство скважин, уменьшения сроков, а также применения технологий, оптимально соответствующих предложенным горно-геологическим условиям. Подбор технологий является одним из самых первых и наиболее важных этапов на стадии проектирования. Таким образом, конечный результат в бурении зависит непосредственно от правильности выбора технологии и непосредственно качественности сбора первичных данных для проектирования [1].
На сегодняшний день бурение эксплуатационных скважин на Юрубчено-Тохомском месторождении (а именно первичное вскрытие трещиноватых рифейских отложений) - это сложная, не всегда безопасная и крайне затратная часть работ (как по времени, так и по материалам). В данной статье проанализировано, в связи с какими горно-геологическими особенностями месторождения происходит увеличение стоимости строительства нефтедобывающей скважины с горизонтальным участком.
Выбор конструкции скважин (подбор техноло-
гии бурения). На сегодняшний день традиционный подход к выбору конструкции эксплуатационных скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола при построении графика совмещенных давлений не применим [5]. Это происходит в связи с тем, что при построении графика совмещенных давлений глубины скважины берутся по вертикали, без учета реальной глубины скважины по стволу. Это не позволяет оценить реальный диапазон давлений в наклонных и в особенности горизонтальных участках ствола. При одной и той же вертикали в начале и в конце горизонтального ствола в 1000 м разница динамических давлений может составлять десятки атмосфер. В связи с этой особенностью на графике совмещенных давлений для скважин с большими отходами от вертикали необходимо вместо условной плотности бурового раствора учитывать эквивалентную циркуляционную плотность (ЭЦП), распределенную по всей длине ствола. Расчет ЭЦП можно выполнить согласно известным методикам расчета [5] либо путем компьютерного моделирования. Ниже приведен график совмещенных давлений для Юрубчено-Тохомского ме-
1Сверкунов Сергей Александрович, аспирант, тел.: 89500505386, e-mail: dobro_75@mail.ru Sverkunov Sergey, Postgraduate, tel.: 89500505386, e-mail: dobro_75@mail.ru
2Сираев Рафаил Улфатович, аспирант. Siraev Rafail, 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.
сторождения, построенный по традиционной методике (рис.1).
В соответствии с графиком совмещенных давлений видно (нижняя часть рис.1), что интервал горизон-
первичного вскрытия пласта (интервал горизонтального ствола (хвостовик) - 1000 м). Из графика видно, что согласно проектным данным, горно-геологические условия позволяют использовать стандартную техно-
Рис.1. График совмещенных давлений для эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием (1000 м)
на Юрубчено-Тохомском месторождении
тального ствола (около 1000 м) описывается практически точкой на графике. Так как именно в этом интервале возникают основные трудности при первичном вскрытии пласта, проведем более детальный анализ интервала и построим новый график по методике [5], описанной выше (рис.2).
Особенности горно-геологических условий месторождения в продуктивном карбонатном рифее. Основной проблемой при бурении рифейских отложений на Юрубчено-Тохомском месторождении являются поглощения вплоть до катастрофических. Это обусловливается низкими пластовыми давлениями и трещиновато-кавернозным карбонатным коллектором [10]. Ниже на рис.2 приведен график совмещенных давлений согласно проекту и фактическим условиям
логию бурения на репрессии (см. график в левой части рис.2). Это можно увидеть по наличию «коридора» между коэффициентом аномальности (Ка) и коэффициентом гидроразрыва (Кгидрор). В этом «коридоре» на графике показаны также плотность бурового раствора (Рб.р.) и эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП), учитывающая распределение плотности бурового раствора по горизонтальному стволу в динамических условиях. При заданных условиях ни поглощений, ни проявлений при бурении хвостовика не должно происходить.
В то же время по фактическим данным бурения в рифее можно построить совершенно другой график (см. график в правой части рис. 2). Данный график
К)
го m
о
н
^
тз
ю
о
'оо
ю о
со
График совмещенных давлении в интервале хвостовика ЮТМ (проект - фактические условия)
Проект на строительство скважин на ЮТМ I
Pop
0.96
0.91
ЭЦП
1.01
К гидрорат
1.79
Поглощение
КлКдЭЦП Pop
l.o;
1.79
Проектные решения (при бурении нет ни поглощений,ни проявлений).
В проекте не учтены фактические горно-геолот нческне условия_
ЮТМ фактические условия бурения интервала при вскрытии рифейского коллектора
Ка=Кп<Р«.р. ЭЦП 0.91 1.96
Ка - коэффициент аномальности Кп - коэффициент поглощения Рб.р. - плотность бурового раствора
ЭЦП - эквивалентная циркуляционная плотность
К iiupopat котффнияент гядроратрыва (теория для монолитных пород)
ЭЦП пря расходе Юл сек
Проявление Поглощение
чгтг
0.9'
Ка. Ко. ЭЦП. Рб.р.
Катастрофическое поглощение при проектной плотности
Вынужденное снижение плотности
При остановках равновесие, либо проявление, либо
поглощение.
При бурении поглощение, не позволяющее продолжить буренне без проведения изоляционных работ_
Выводы:
1. В проекте не учтены фактические горно-геологические условия, а именно давление поглощения практически равняется пластовому. Давление гидроразрыва в проекте фактически неприменимо на практике,так как основная часть трещин продуктивного пласта уже раскрыта.
2. Предложенная проектом технология бурения на практике неосуществима без снижения проектной плотности до минимума (фактически равной Ка). При данной технологии безопасность работ находится на неприемлимом уровне в связи с тем, что существует большой риск ГНВП.
3. По графику совмещенных давлений (фактический) видно, что применение технологии бурения на репрессии невозможно. А в случае ее применения -это огромный риск в области безопасности проведения работ.
Рис.2. График совмещенных давлений (проект - фактические условия)
характеризуется тем, что на нем отсутствует «коридор» между поглощением и проявлением, необходимый для применения технологии бурения на репрессии. Коэффициент аномальности и коэффициент поглощения (в данном случае применим больше, чем термин «коэффициент гидроразрыва») сходятся в одну линию. Таким образом, скважина может находиться в трех состояниях: проявление, равновесие, поглощение. Но состояние равновесия характеризует одну конкретную точку, равную пластовому давлению (либо очень малый диапазон). При превышении пластового давления над гидростатическим наступает поглощение, при снижении гидростатического давления ниже пластового наступает проявление (данный факт был замечен на всех скважинах с горизонтальным окончанием на Юрубчено-Тохомском месторождении).
Для решения данной проблемы при бурении были предприняты следующие меры. Плотность бурового раствора снижалась до значений, практически равных коэффициенту аномальности (Рпл). Таким образом, в статическом состоянии скважина находилась в равновесии, при циркуляции наблюдались поглощения. Поглощения могли доходить до катастрофических (без выхода циркуляции), отражая вскрытие трещин и каверн (провал инструмента при бурении, резкий рост момента и давления на ВЗД). Тем не менее, только снижением плотности данная проблема не решилась.
Для ликвидации поглощений также применялись кольматирующие смеси в составе бурового раствора либо производилась прокачка кольматационных пачек [2,8,9]. Результаты приведены на рис.3. Применение кольматирующих составов показало разную эффективность в зависимости от интенсивности поглощения. Кольматация могла подействовать как с первой попытки, так и с 10—15-ой, а в некоторых случаях была вообще неэффективна. При эффективной кольмата-ции трещин диапазон между коэффициентом аномальности и давлением поглощения расширялся, давая возможность продолжить бурение в рифее в условиях минимальной интенсивности поглощения (график 2 на рис.3).
Однако эффект от кольматации трещин мог быть разрушен при проведении дальнейших опрессовок открытого ствола. Дело в том, что рифейские отложения Юрубчено-Тохомского месторождения представлены каверно-трещинными доломитами. Характер трещин очень схож с трещинами гидроразрыва. Так, на нескольких скважинах был получен промежуточный результат после прокачки кольматационных пачек (размер частиц кольматанта от 1 до 12 мм). При опрессовке ствола на давление от 20 до 35 атм получены резкие падения давления и началось поглощение. Данное давление характеризует давление открытия трещин; возможно, открытие трещин в большем размере, чем они открыты при пластовом давлении [3,4,6]. Результат неудачных опрессовок показан на рис.3 (график 3).
Согласно данным по первичному вскрытию в десяти горизонтальных стволах фактические горногеологические условия не позволяют вести строитель-
ство скважины без поглощений бурового раствора. Основным способом борьбы с поглощениями является кольматция, которая также в некоторых случаях может оказаться неэффективной (рис.3).
Возможным технологическим решением может являться применение технологии на депрессии (рис.4).
Выводы
1. Применение классической технологии первичного вскрытия бурением продуктивного пласта на репрессии (с 5%-ным превышением величины пластового давления) в условиях рифейских отложений Юруб-чено-Тохомской зоны проблемно, поскольку перепад давлений предопределяет формирование в открытом стволе постоянного перетока, поглощение по всем типам вскрытого пустотного пространства до катастрофических поглощений из-за текущих гидродинамических условий. Интенсивность перетока в пласт, вернее трещинную зону, в конкретный момент зависит от перепада давления в точке поглощения, реологии бурового раствора и величины суммарной проницаемости вскрытого коллектора. Явление постоянного поглощения в открытом стволе геологически обусловлено аномально низкими пластовыми давлениями в залежи, низкими значениями горного давления на стенки трещин и кавернозно-трещиноватым типом коллектора. Скин-эффект при перетоке в открытые, зияющие трещины и каверны минимален. Поглощения в цикле бурения под хвостовик начинаются с первых метров вскрытия трещиноватых карбонатов и продолжаются как в динамике (собственно бурение, углубление скважины), так и в статике (СПО, ГИС) [7].
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. Главное, что этот подход противоречит основной задаче строительства эксплуатационной нефтедобывающей горизонтальной скважины - минимизировать воздействие на продуктивный пласт, при-забойную зону пласта при первичном вскрытии. В связи с тем что характер трещин рифейских отложений очень схож с трещинами гидроразрыва, а диапазон разброса параметра проницаемости трещин в нефте-насыщенной толще карбонатного рифея достигает 12-14 порядков (!), применение всех технологий бурения на репрессии с адресной кольматацией (т.е. определенного размера кольматирующего агента) крайне затратно и малоэффективно.
3. В качестве решения проблемы качественного и эффективного первичного вскрытия нефтенасыщен-ной толщи карбонатного рифея авторами предлагается радикальное изменение технологического подхода. Очевидно, что применяемая технология горизонтального бурения стволов большой протяженности должна обеспечить возможность тонкого и эффективного регулирования текущих эквивалентных давлений в открытом стволе в зависимости от геологии конкретного участка, его тектонической нарушенности и проницае-
го m
о
ч
^
тз
ю
о
'оо
ю о
со
График совисшенных □явлений в интервале хвостовика ЮТМ (первичные условия - ноете кольматации) На - козффициЕнт аномальности
Кл - но тффициеит п шлтце Инн
ЮТМ фактически« условия бурения После пнопеле имя толяшюнммх Рв.р. ■ ППОТрКГь f'YplKWCP pji/ncpj
интервала при Бскрыгии риф ейского коллектора pilDOT ЭЦП - энена^леигнзд циркуляционная пллшъ
L.4 L,4 ЭЦП ippi patxuf IMetK L.M
0 * i Ka = Kn5Pi_p ЭЦП 0 1 1 KaiPi.p. Ки ЭЦП » > t Кн=Кп<РЬ р. эцп
Ofil 1,94 0.51 i\96 0,«1 i.f«
Проявление Поглощение КОЛЬМЛТЛЦПЯ Проявление Поглощение ОПРР(Г(И1КД Проявление Поглощен!»
ОПТТССОВКАТ IBO.U
иребышение да&лекия
раенрытиятрещир
1000 Eij.Kn.5Hn. Pfj.[i 1001 Jia, Ки.ЭШТ, PS.p 1000 Кл, Кп. ЭЦП,
— 0.9T <1.91 ОМ ТТЛ- 0,97
При - иЛь пронкпение, .tjevo пог.юшт'нне. При «tIjm>IK4X - p*iltr>tiClK' -1Нб# ItpDAt-ltNH« При iDiuiKimuinn oit|>«e>M;ii tum
Up в c"pieHi[i! ■ пог.тошевие. поз&о.тятошре лпе.тення раскрытая греши н теряется
При ¿yppHLUL Hfl' Tf. 1Т<Н И1 НС- ПО]Вй.1йЫ1Ц«Ё предолать буревве cpciufHin BTÜ.lBEIllOHHblX pj&QT n|)«JI).UIIITI, typruitf (J-TjU.liiJ. кольчатасши.
Выводы:
1.При опрессовке свыше давления раскрытия трещин происходит резкое падение давления опрее совки. При этом терлется весь эффект кольматации. Приходим к исходному графику.
Рис.3. График совмещенных давлений (первичные условия - кольматация)
го гп
0 ч
1
тз
ю
о
'со
ю о
со
ДЕПРЕССИЯ
Ь.м Ка - коэффициент аномальности
0 ' Рб.р. ЭЦП Ка=Кп Кп - коэффициент поглощения
0.89 0,91 Рб.р. - плотность бурового раствора
ЭЦП - эквивалентная циркуляционная плотность
ЭЦП при расходе 10л\сек
Проявл ение Поглощение
1000 Ка. Кп ЭЦП. Рб.р.
0,83 0,9 0,91
При статике -закрыт) скважина под давлением (дроссель
При бурении - приток нефти из скважины с
минимально возможной лепиессией 3-5^о
Вывод: Бурение на депрессии является альтернативным вариантом бурения на репрессии (с кольматапией). но требует детальнейшей проработки на стадии проектирования
сл
Рис.4. График совмещенных давлений при «бурении на депрессии»
мости вскрываемого коллектора. Такое регулирование должно происходить на практике по двум механизмам - через снижение плотности бурового раствора подачей азота, азотированием и созданием противодавления в затрубном пространстве на устье скважины дросселированием. Авторы считают, что это технологии «бурения на депрессии». Оба эти процесса решены в автоматическом режиме, с непрерывной визуализацией параметров изменения текущих забойных
давлений при бурении. Датчик забойного давления в КНБК (трубное) и в затрубном является обязательным условием корректного регулирования забойного давления в процессе первичного вскрытия.
4. На сегодняшний день вопрос применения технологии горизонтального «бурения на депрессии» по нефтенасыщенному продуктивному коллектору рифея активно дискутируется и находится на стадии пред-проектной разработки.
Библиографический список
1. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин [и др.]. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001.
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 Иркутского государственного технического университета. 2012. №6 (65). С.32-38.
3. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом гидродинамического эффекта смыкания трещин / Ю.А. Кашников [и др.] // 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.
5. Леонов Е.Г., Федин Д.С. Совершенствование методики построения совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2013. №5. С.15-21.
6. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология
заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: ТАУ, 1999. 408 с.
7. Сверкунов С.А., Вахромеев А.Г. Анализ результатов первичного вскрытия продуктивного пласта горизонтальными стволами на первоочередном участке разработки Юруб-чено-Тохомского месторождения // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2013. №8. С.53-59.
8. Комплекс технологических решений и оценка их эффективности при эксплуатационном бурении карбонатных отложений Юрубчено-Тохомского месторождения / Р.У. Сираев, В.М. Иванишин В.М. [и др.] // Инновационные решения в строительстве скважин: тез. Всерос. научно-техн. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С.38-41.
9. Промысловый опыт борьбы с поглощениями в сложных геолого-технических условиях Восточной Сибири / В.В. Фокин [и др.] // Нефтегазовое дело. 09.09.2009. http://www.ogbus.ru/authors/Fokin/Fokin_1.pdf
10. Vakhromeev A.G.FIRST DEEP HORISONTAL 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.
УДК 553.41+622.143.1+622.342+519.2
ОЦЕНКА ПРЕДСТАВИТЕЛЬНОСТИ ДАННЫХ РАЗВЕДКИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ «ОЖЕРЕЛЬЕ» МЕТОДОМ СОПОСТАВЛЕНИЯ ЗАКОНОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОЛОТА
© В.И. Снетков1, А.А. Соловьев2
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Приведены сведения о методике разведочных и экспериментальных работ на золоторудном месторождении «Ожерелье» 3-4 группы сложности по геологическому строению и распределению золота. Описан методический подход к оценке достоверности и надёжности геологической информации, базирующийся на сравнении законов распределения золота, полученных разными видами опробования. Ил. 5. Табл. 5. Библиогр. 8 назв.
Ключевые слова: золото; месторождение; проба; закон распределения; критерий; скважина; шурф; пробирный анализ; дисперсия; асимметрия; эксцесс.
ASSESSMENT OF PROSPECTING DATA REPRESENTATIVENESS ON "OZHERELYE" DEPOSIT BY COMPARISON METHOD OF GOLD DISTRIBUTION LAWS V.I. Snetkov, A.A. Solovyev
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
1Снетков Вячеслав Иванович, доктор технических наук, профессор кафедры маркшейдерского дела и геодезии, тел.: 89500469564, e-mail: snetkov@istu.edu
Snetkov Vyacheslav, Doctor of technical sciences, Professor of the Department of Mine Surveying and Geodesy, tel.: 89500469564, e-mail: snetkov@istu.edu
2Соловьев Андрей Алексеевич, аспирант, тел.: 89500469564, e-mail: snetkov@istu.edu Solovyev Andrei, Postgraduate, tel.: 89500469564, e-mail: snetkov@istu.edu
