CC BY
100
УДК 624.24 (571,5)
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ПРОВОДКЕ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ В АНИЗОТРОПНЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (НА ПРИМЕРЕ ЮРУБЧЕНО-ТОХОМСКОГО НГКМ)
В.М.Иванишин1, Р.У.Сираев2, Р.К.Разяпов3, А.Г.Вахромеев4, И.А.Бурмистров5
Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Обсуждаются новые подходы в технологии проводки глубоких эксплуатационных нефтяных скважин с горизонтальным окончанием в анизотропных кавернозно-трещиноватых карбонатных коллекторах рифейского фундамента на крупнейшем в Восточной Сибири Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении. Ил. 6. Библиогр. 15 назв.
Ключевые слова: горизонтальное эксплуатационное бурение; геолого-технологические условия; нефтяная залежь; анизотропные карбонатные коллекторы.
NEW TECHNOLOGIES IN DRILLING HORIZONTAL OIL PRODUCING WELLS IN ANISOTROPIC CARBONATE RESERVOIRS (ON EXAMPLE OF URUBCHENO-TOKHOMSKOE OIL-GAS CONDENSATE FIELD) V.M. Ivanishin, R.U. Siraev, R.K. Razyapov, A.G.Vakhromeev, I.A. Burmistrov
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074.
The article discusses new approaches to the technology of drilling deep horizontal production oil wells in anisotropic cavernous-fractured carbonate reservoirs of the Riphean basement at Yurubcheno-Tokhomskoe oil-gas condensate field that is the largest in Eastern Siberia. 6 figures.15 sources.
Key words: horizontal production drilling; geological and technological conditions; oil pool; anisotropic carbonate reservoir.
Важнейшим научным направлением в области бурения и освоения нефтегазодобывающих скважин обоснованно считается разработка новых технологий проводки наклонно-направленных и горизонтальных участков ствола в сложных трещиноватых карбонатных породах - коллекторах. Юрубчено-Тохомское месторождение в этом аспекте можно считать эталонным объектом, поскольку нет готовых технологических решений по бурению древнейших рифейских кавернозно-трещинных анизотропных коллекторов в условиях АНПД.
Сибирская платформа сегодня - самый перспективный регион для развития нефтедобывающей отрасли России [1, 2]. Здесь сосредоточены огромные запасы углеводородного сырья, которые близки к растущим рынкам сбыта в Азии. Открыты и разведаны гигантские Верхнечонское нефтегазоконденсатное (ВЧНГ), Чаяндинское (ЧГКМ) и Ковыктинское (КГКМ) газоконденсатные месторождения в Центральной части платформы, Юрубчено-Тохомское (ЮТМ) и Куюм-бинское - в западной части. Активными темпами ве-
дется подготовка к добыче нефти.
Уникальное по качеству нефти и крупное по размерам подготовленных запасов Юрубчено-Тохомское месторождение характеризуется крайне сложными геолого-технологическими условиями бурения и освоения [1-11]. К настоящему времени в пределах Юруб-чено-Тохомского месторождения выявлено 12 залежей углеводородов. Залежи нефти и газа приурочены здесь к верхней, наиболее нарушенной процессами дезинтеграции толще пород фундамента, характеризуются аномальными коллекторами (АК), гидростатическими на уровне подошвы венда и аномально-низкими пластовыми давлениями (АНПД) в нефтяной части залежи. Юрубченская залежь в кавернозно-трещиноватых доломитах рифея наиболее изучена бурением, здесь начато эксплуатационное бурение. Положение межфлюидных контактов в залежи: ВНК принят на абсолютной глубине 2072 м, ГНК - 2023 м по результатам испытания и данным ГИС (рис. 1). С запада и юго-запада залежь ограничена пересечением ВНК с эрозионной поверхностью рифея, являющейся
1Иванишин Владимир Мирославович, аспирант, тел.: (3952) 782600,e-mail: IvanishinVM@ifrnb.ru Ivanishin Vladimir, Postgraduate, tel.: (3952) 782600,e-mail: IvanishinVM@ifrnb.ru
2Сираев Рафаил Улфатович, аспирант, тел.:(3952) 782600, e-mail:SiraevRU@ifrnb.ru Siraev Rafail, Postgraduate, tel.: (3952) 782600,e-mail: IvanishinVM@ifrnb.ru
3Разяпов Радий Киньябулатович, докторант, тел.:(3952) 782615, e-mail:RKh@ifrnb.ru Razyapov Radij, Competitor for a Doctor's degree, tel.: (3952) 782615, e-mail:RKh@ifrnb.ru
4Вахромеев Андрей Гелиевич, профессор кафедры нефтегазового дела, доктор геолого -минералогических наук, тел.:(3952) 782618, e-mail: VakhromeevAG@ifrnb.ru
Vakhromeev Andrei, Professor of the Department of Oil and Gas, Doctor of Geological and Mineralogical sciences, tel.: (3952) 782618, e-mail: VakhromeevAG@ifrnb.ru
5Бурмистров Игорь Анатольевич, аспирант, тел.:(3952) 782629, e-mail: BurmistrovIA@ifrnb.ru Burmistrov Igor, Postgraduate, tel.: (3952) 782629, e-mail: BurmistrovIA@ifrnb.ru
- -
« в » i-; 4 ^_ 5 L Ф
ivw 1 » } » h 9 4 ГГ.2Х4 ' « ь \ ^ *
уд ♦ » ♦ * * * • + ш-йн « i t i
1 Щ fi S 1 К Ж Ш W % в
Рис. 1. Геологический разрез ЮТМ и основные параметры Юрубченской нефтяной залежи по данным
глубокого бурения (по А.А. Конторовичу, 1997)
кровлей для толщи коллекторов. Северо-западная граница литологическая, в центральной части северная и восточная границы залежи тектонические. Эффективные нефтенасыщенные мощности залежи изменяются от 0 до 48 м, эффективные газонасыщенные мощности - от 0 до 93 м. По типу залежь антиклинально-стратиграфическая под несогласием, ди-зьюнктивно и литологически экранированная, массивная.
Высокая степень разобщенности межсолевых и подсолевых отложений в разрезе в пределах месторождения проявляется в распределении пластовых давлений. На рис. 2 приведена эпюра распределения пластовых давлений с глубиной при среднем уровне дневной поверхности +300 м. Для всей галогенно-карбонатной толщи характерен единый закон распределения пластовых давлений с глубиной, который связан с относительно равномерной по разрезу высокой минерализацией и, как следствие, плотностью пластовых вод. Зеркало грунтовых вод находится на глубине 250-300 м, следствием чего являются катастрофические поглощения при бурении верхних 300500 м разреза. Ниже по разрезу начинается быстрый рост давления и на глубинах порядка 1200 м коэффициент аномальности достигает 1, а к подошве кембрия - 1,14. На уровне подошвы кембрия наблюдается снижение пластового давления, коэффициент аномальности снижается до 0,99 и продолжает падать в нефте- и газонасыщенной части разреза, снижаясь на уровне ВНК до величины 0,86. Ниже начинается рост коэффициента аномальности.
Зона наибольшей проницаемости коллектора приурочена к эрозионной поверхности рифейских отложений, а это около 120 м от кровли, и представлена карбонатными породами, проницаемость которых в направлении плоскости простирания активных, открытых трещин достигает нескольких дарси. По мере удаления от эрозионной поверхности проницаемость закономерно снижается. Этот вывод подтверждается результатами изучения керна, высокодебитными поглощениями промывочной жидкости и притоками флюидов в процессе испытания скважин. Основной тип коллектора трещиновато-кавернозный, причем проницаемы в основном вертикальные и субвертикальные трещины (рис. 3). Трещины с углами наклона менее 50° практически непроницаемы, что обуславливает фильтрационную анизотропию в объеме геологи-
ческого тела нефтяной части залежи (рис. 3). Линейная густота макротрещин в среднем 3 шт на 1 м. Средняя раскрытость макротрещин составляет 200 мкм и доходит до 2 мм.
На месторождении с 2010 года начато эксплуатационное бурение скважин с горизонтальным окончанием, проектная протяженность горизонтального участка составляет 1000 м. С учетом наклонной части ствола в интервале от выхода из-под башмака эксплуатационной колонны до точки входа в «горизонт» общая длина вскрытого нефтенасыщенного кавернозно-трещиноватого коллектора колеблется от 1000 до 1100 м (рис. 4).
Нефтяная залежь Рифей
Глубина залегания расчетная, м (к середине нефтяного пласта) 2347
Нефтенасыщенная толщина, м 41,9
Проницаемость, мД 310
Начальное пластовое давление, МПа 21,6
Газосодержание, м3/т 194
Вязкость нефти, мПа с 1,35
Горизонтальные участки (стволы) эксплуатационных скважин спроектированы в плане таким образом, чтобы каждая скважина вскрывала проницаемую ка-верново-трещинную фильтрационную систему вкрест простирания основных систем активной трещиновато-сти. Набирая по мере углубления горизонта количество флюидопроводящих трещин и увеличивая эквивалентный обьем проницаемой части нефтенасыщен-ного разреза, скважина должна увеличивать свою потенциальную продуктивность. Вероятные причины анизотропии рифейской толщи карбонатов:
• первичное напластование (слоистость пород) и стилолитизация;
• трещиноватость в условиях регионального стресса;
• вторичные процессы, развитие которых происходило по проницаемым системам трещиновато-стии и которые влияют на буримость пород, - пиритизация, ожелезнение, окремнение, инкрустация каверн;
• открытая активная трещиноватость, пространственная ориентация которой подтверждается данными новейших методов ГИС - FMI и UBI.
о
500
1000
я 1500
i
s
ю
L- 2000
2500 -I
0,0 10,0 20,0
Пластовое давление, МПа
Рис. 2. Распределение пластовых давлений с глубиной (по А.А. Конторовичу,1997)
Рис.3. Субвертикальная трещиноватость в керне, обуславливающая анизотропию физико-механических свойств и фильтрационных характеристик карбонатного коллектора (по А.А. Конторовичу,1997)
В процессе наклонно-направленного бурения первично-слоистой, резко- анизотропной по физико-механическим свойствам буримости и фильтрационным характеристикам карбонатной матрицы наблюдается явление одностороннего износа породоразруша-ющего инструмента - шарошечных и PDS долот. Сформулирована гипотеза, согласно которой перечисленные геологические причины обуславливают закономерное отклонение долота от проектной траектории ствола эксплуатационной скважины в постоянном направлении. Возможно, благодаря тому, что плановая траектория некоторых скважин проложена под косым углом к слоистости, трещиноватости. По проницаемым плоскостям трещиноватости предполагается развитие высокоабразивной поверхности, обусловленной вторичными процессами, в первую очередь, окремнением. Возможным радикальным мероприятием для повышения качества проходки будет разработка оптимизированного к геолого-технологическим свойствам горных пород рифея типа породо-разрушающего инструмента.
Основная идея разработки нефтяной части залежи - проводка эксплуатационной скважины на глубине
смыкания ГНК и ВНК в процессе разработки. Один из первых примеров применения гравитационного режима с вытеснением газом (GOGD - от "gas-oil gravity drainage") - Yates (США, Техас), закачка газа в 1976 г. Позже его эффективность доказана на месторождениях Troll (Северное море), Natih (Оман), месторождениях Ирана (при разработке трещиноватых карбонатных коллекторов). Методология выбора оптимальной депрессии гравитационного режима базируется на текущем положении ГНК и ВНК. Целевая депрессия не должна превышать силы гравитационного поднятия газа и воды. Величина критической депрессии для горизонтальных скважин ЮТМ (рис. 5, табл. 1) определена по результатам длительных гидродинамических исследований и не должна превышать расчетную величину для зон разной проницаемости, чем исключается вероятность прорыва газа и воды в ствол.
При этом необходима оптимизация программы освоения скважин. Ограничивая в цикле освоения при очистке депрессию по характеристикам наиболее проницаемых высокодебитных участков пробуренного ствола, мы тем самым сводим к нулю процесс очистки низкопроницаемых интервалов вскрытого коллектора. Тогда скважина не выходит на реально возможную продуктивность - ствол на значительной протяженности остается закольматированным и попросту не работает, призабойная зона (ПЗП) близка к непроницаемой.
В цикле вскрытия и бурения по доломитам рифея основная проблема - катастрофические поглощения бурового раствора. Для эффективного эксплуатационного бурения встает остро задача оптимизации технологии проводки горизонтального участка и последующей очистки, предполагающей эффективный запуск вскрытых интервалов нефтенасыщенного коллектора в цикле освоения [12-15]. Ранее в разведочном бурении на ЮТМ для предотвращения поглощений в нефтенасыщенной части залежи использовались такие наполнители, как шлак, асбокрошка, опилки, мох, сломель, мраморная крошка, что неизбежно приводило к ухудшению коллекторских свойств. Перед спуском эксплуатационной колонны с целью предупреждения поглощения в процессе цементажа производилась дополнительная кольматация пласта глинистой пастой с наполнителями. Все это приводило к неизбежному ухудшению коллекторских свойств продуктивного горизонта. Далеко не во всех случаях воздействие кольматации было преодолено комплексом методов, применявшихся при испытании скважин. Наблюдавшуюся в разведочном бурении картину необратимой кольматации нельзя повторить при бурении горизонтальных стволов.
Сегодня при вскрытии коры выветривания ри-фейских отложений процесс бурения осложняется этими уже известными геологическими факторами и на технологические решения по повышению эффективности проводки наклонного и горизонтального участков ствола дополнительно накладываются геологические, геодинамические ограничения [12, 14]. Данные об анизотропии проницаемости нефтенасыщен-ных карбонатов рифея и о характеристиках трещинной
Рис. 4. Профиль горизонтального участка одной из первых скважин с горизонтальным окончанием на ЮТМ
фильтрационной системы, по которой идет бурение, свидетельствуют в пользу крайне ограниченных по диапазону гидродинамических параметров воздействия на продуктивную зону рифея при вскрытии и последующем бурении горизонтального участка ствола скважины.
Проблематика строительства эксплуатационных скважин на ЮТМ обусловлена поглощениями при бурении под эксплуатационную колонну, которая спускается в середину или нижную треть нефтенасыщенной толщи рифейских карбонатов, и последующим бурением горизонта проектной протяженностью 1000 м. Поглощает нижняя часть разреза кембрия венд и ри-фей. Рассмотрим кратко основные технологические проблемы [12, 13].
- Крайне быстрый переход скважины из режима поглощения в режим газонефтеводопроявления
(ГНВП). Времени от поглощения до выхода газовой пачки недостаточно для смены КНБК на роторную с целью эффективной борьбы с поглощением. Проблема осложнена тем, что для борьбы с поглощением необходима закачка вязких пачек раствора (ВУС) с большим количеством кольматанта. Применяемые роторно-управляемые системы (РУС) или компоновки с ВЗД не позволяют прокачивать кольматанты фракцией более 4 мм. Соответственно ВУС, который прокачивается через КНБК с ВЗД, не оказывает мгновенного и эффективного действия, и уровень в скважине падает. По всем традиционным подходам к проектированию правильным решением было бы разобщение пластов спуском колонны по условиям несовместимости бурения. Но на практике это невозможно, поскольку один и тот же пласт и поглощает, и проявляет.
Зоны Проницаемость Депресс ия: алм
1 >300 пЮ 1
2 150-300 пЮ 1
3 50-150 пЮ 3
4 10-50 пШ 10
5 3-10 тБ 50
6 <3 тБ 50
Рис. 5. Расчет оптимальных депрессий для цикла испытания/освоения с учетом анизотропии проницаемости нефтенасыщенного кавернозно-трещиноватого коллектора на ЮТМ (по А.А.Конторовичу, 2011)
- Необходимость исключения поглощений и ГНВП при креплении. Для этого цементирование производится в две ступени, оптимизируется глубина расположения МСЦ, точно учитываются плотность и объем буферных жидкостей, режимы закачки цементных смесей.
- Проблема качественного цементирования верхней части рифея, что соответствует газовой шапке (здесь наиболее трещиноватый, слабый коллектор). Надо добиться качественной изоляции газовой части для исключения прорыва газа в скважину в последующем, в цикле освоения. Здесь используются технологические наработки и опыт цементирования с применением добавок к цементу.
- Нижезалегающий рифейский трещиноватый карбонатный горизонт с его АНПД и мгновенной реакцией аномального коллектора на репрессию - наиболее проблемный объект, именно в нем бурится ствол диаметром 152 мм и протяженностью до 1100 м. В ходе выработки приемлемых технологических решений для продолжения бурения плотность снижалась до минимально возможной величины, при которой скважина не поглощала в статике. Однако при дальнейшем углублении при циркуляции раствора скважина переходила к поглощению, а в статике начинала проявлять. Регулирование свойств бурового раствора и параметров промывки с учетом эквивалентной циркуляционной плотности стало стандартным действием персонала на буровой и одним из средств предотвращения осложнений. Подчеркнем, что технические возможности буровых установок позволяют переводить ствол скважины при СПО и ГИС на раствор с большей плотностью с минимальными временными затратами [12,13].
Еще две проблемы, по сути своей ключевые для цикла освоения горизонтального ствола. Первая -сохранить ПЗП, обеспечить обратимость кольматации, что даст возможность позже освоить скважину. Вторая - выполнить комплекс ГИС в горизонте и передать скважину в освоение.
Наработанная практика бурения первых наклонных и горизонтальных скважин позволила сделать первые важные, на наш взгляд, выводы и проверить их при бурении скважин. Первый опыт показал, что трещинный и каверново-трещинный коллектор более «чутко» реагируют на малейшие изменения статического и динамического давления на открытый ствол по сравнению с гранулярным коллектором именно благодаря хорошей гидравлической связи по магистральным трещинам и кавернам (модель двойной пористости) с главным объектом воздействия - флюидной системой [14,15]. Соответственно одним из важных мероприятий борьбы с поглощениями в процессе бурения по доломитам продуктивной части месторождения является постоянный контроль за удельным весом раствора и расходом насосов.
По результатам освоения первых горизонтальных скважин на рифейские отложения нами многократно отмечено, что совершенно по-разному очищаются интервалы ствола, которые были вскрыты на РНО с постоянным содержанием 6-8% кольматанта, или же
интервалы, в которых после катастрофических поглощений от 9 и более м3/ч приходилось применять многократные изоляционные мероприятия. Это закачка через воронку вязких и вязко-упругих (ВУС) пачек с наполнителями, намыв кольматантов - резиновой крошки, опилок и др. и закачка ВУС с твердеющими и расширяющимися добавками под давлением 15-30 атм. с последующим ожиданием схватывания твердеющей смеси. Отмечено, что закачки под давлением не всегда эффективны [13]. Возможно, здесь играет роль особенность реакции трещинной системы и флюидной системы на переменные давления. Сопоставляя результаты проходки горизонтального ствола на первых горизонтальных скважинах 272 и 199, мы видим, что хороший эффект - коммерческая скорость - достигнут в условиях ограниченного поглощения - до 5-7 м3/ч. В этом случае бурение на ограниченной скорости, при минимальной промывке 9,5-10 л/с и ограничение нагрузки на забой до 6 т позволяют минимизировать расклинивающий эффект (вероятно, возникающий при росте давления циркуляции и имеющий место при закачке пачек ВУС под давлением). То есть если флюидная система по механизму гидроразрыва воздействует на активные трещины коллектора, то они приоткрываются, «дышат». С другой стороны, небольшая скорость бурения позволяет эффективно кольматировать вскрытые трещины и небольшие каверны уже в процессе углубления скважины. Таким образом, практика проводки скв. 272, 198, 199 позволила экспериментально выявить ограничение экономически целесообразного бурения до 6-8 м3/ч. Бурение с постоянным поглощением по такой схеме позволило пробурить первый горизонтальный ствол протяженностью 1000 м за время меньшее, чем при проходке 473 м горизонта в скважине 272.
Бессмысленно рассматривать второй базовый цикл - цикл испытания/освоения горизонтальной скважины в отрыве от процесса проходки и реалий борьбы с поглощениями в процессе бурения из-под башмака эксплуатационной колонны. Аргументом в пользу именно эффективной технологии проводки ствола следует считать результаты цикла очистки, который на этих скважинах происходил совершенно по-разному. Скважина 272 в процессе очистки работала неровно, с выносом пачек бурового раствора с кольматантами, иногда фиксировались изменения цвета факела при пробросе этих пачек - «зеленый», «белый» и т.д. Напротив, скважина 199 в процессе очистки работала на факельный амбар ровно, проб-росов пачек бурового раствора не наблюдалось. Наблюдаемое явление чистой работы на факеле при очистке нехарактерно для вскрытого трещиноватого разреза, резко дифференцированного по проницаемости, и авторам было удивительно впервые наблюдать отсутствие очистки, точнее пробросов пачек кольматантов. Первые проценты содержания в жидкости мутной фазы, составленной предположительно из бурового раствора и пачек на водной основе в пробах, отобранных на выкиде, прекратились в первые сутки очистки. Получается, что постепенная кольматация трещиноватого коллектора при невысокой скорости
проходки, ограничении давления и расхода на циркуляции практически исключила возможность «микро-гидроразрывов» в цикле бурения. Очевидно, наработка изолирующего слоя по схеме «корки» шла для каждой эффективной трещины мягко, плавно, эффективно и в то же время обратимо. Это показала очистка (рис. 6) с плавной декольматацией скважины 199.
той части горизонта, где пласт откликается, т.е. где идет реальная очистка. Такая версия импульсных воздействий на ПЗП будет распространяться ради-ально от ствола скважины, и АР будет колебаться от 1,5 до 3 атм. Но основным фактором воздействия на ПЗП, по нашему мнению, является не величина формируемой депрессии, а частота небольших по вели-
Рис. 6. Очистка скважины на выкид. Видна горящая дорожка кольматанта
Другим аспектом, который не нашел пока однозначного объяснения, является отсутствие в продукции на факеле на этапе очистки пачек ВУС, ранее закачанных во время борьбы с поглощениями. Трактовки пока две. Первая - по вертикальным трещинам и развитым по ним системам каверн [9], которые мы наблюдаем на материалах ГИС (иВ1), пачки под действием гравитации «провалились» вниз, в зону ВНК, в подстилающую водонасыщенную часть коллектора. Вторая - кольматация необратима, и мы не имеем альтернативы: либо увеличить депрессию при очистке - но мы боимся прорыва газа с ГНК или воды с ВНК -либо увеличить длительность воздействия небольшой (до 3%) депрессии (АР), на что уйдут месяцы...
Возможный выход, «соломоново» решение - в импульсной очистке, в ограничении АР воздействия на ствол и ПЗП тем коротким временем, которое необходимо на пробег волны изменения давления и на время реакции флюидной системы в ПЗП. Рассмотрим результаты наблюдений авторов в натурном эксперименте за изменением показаний глубинного манометра на глубине 2700 м за импульсом АР. На скв. 199 при переходе от штуцера 10 к штуцеру 12 и обратно реакция в стволе скважины составила порядка 5 мин, при этом давление на глубине 2700 м снизилось до директивно-ограниченной величины в 3% от Рпл. Реакция ПЗП составила порядка 20 мин и при этом забойное давление росло в среднем на 0,1 атм за 5 мин. В каждом цикле перехода мы наблюдали рост забойного давления на гл. манометре на 0,3 атм, что предположительно является показателем очистки ПЗП. Мы делаем вывод о том, что 5-10 мин на увеличенной депрессии, т.е. на режиме 18 мм, достаточно для того, чтобы импульс депрессии воздействовал на ПЗП, практически не формируя воронку депрессии вокруг
чине импульсов. Увеличивая частоту, мы сокращаем глубину воздействия переменных давлений на ПЗП и увеличиваем ее глубину по протяженности горизонтального ствола. Экспериментально можно подобрать такую частоту импульсов, которая позволит поднять значение мгновенных АР в горизонтальной части ствола до 5-8 и даже до 10 атм.
Версия практической реализации этого подхода -в директивном ограничении максимальной величины депрессии на пласт. Ограничиваем депрессию, скажем, величиной в 3%, что сопоставимо примерно с 0,6 МПа. Переходя на больший режим, например штуцер 18 мм, следим за падением забойного давления и при превышении установленной величины депрессии переводим работу скважины на меньший по диаметру штуцер. Рассмотрим в качестве реальной модели работу в режиме очистки ПЗП, ближней к башмаку ОК-178, которая первой реагирует на АР при очистке и первой очищается (рис. 6). Мы предполагаем, что дальнейшая очистка других продуктивных активно-кавернозно-трещиноватых интервалов ствола приостанавливается за счет сопоставимого с АР гидравлического сопротивления горизонтального участка ствола, а также за счет ограничения пропускной способности щтуцера (10 мм в эксперименте).
Применение импульсной очисткой призабойной зоны на примере скважины 237 показало её эффективность. При переходе со штуцера 8 мм на штуцер 18 мм (депрессия до 1,3 МПа) через 30 мин и на протяжении 15-20 мин. на выкиде наблюдался проброс бурового раствора, поглощенного при бурении.
Заключение. Анизотропия физико-механических свойств и фильтрационных характеристик карбонатного коллектора - один из важнейших геолого-технологических факторов, влияющих на качество и
скорость ориентированного горизонтального эксплуатационного бурения, который должен учитываться в проектных решениях. В процессе наклонно-направленного бурения слоистой, резко анизотропной по физико-механическим свойствам буримости и фильтрационным характеристикам карбонатной матрицы наблюдается явление системного одностороннего износа породоразрушающего инструмента. Для сохранения плановой траектории ствола резко увеличивается процентное соотношение слайд-ротор при бурении системой РУС.
При турбинном бурении продуктивной нефтена-сыщенной части Юрубченской залежи одновременно происходит переменное по величине гидродинамическое воздействие на трещиноватые породы (несущий каркас коллектора) и на флюидную систему, заполняющую каверны и трещины, вкупе обеспечивающие ответную реакцию пласта, включая геомеханический эффект смыкания-размыкания трещин при воздействии переменных давлений [14,15].
От скважины к скважине наработан алгоритм технологических операций для выхода из типовых проблемных зон [12,13]. Предложены и проверены в прак-
тике бурения первых эксплуатационных скважин технологические решения, максимально учитывающие особенности геологического строения пород-коллекторов и флюидной системы с ее геодинамическими характеристиками. Контролируя максимально допустимое снижение удельного веса бурового раствора, мы уменьшаем репрессию на призабойную зону в интервале открытого ствола и снижаем интенсивность поглощений. Минимально-допустимая производительность буровых насосов, обеспечивающая работу телесистемы РУС, - еще одно важное практическое решение по снижению динамического воздействия на ПЗП [12].
Предложенная и апробированная импульсная схема очистки эксплуатационной скважины с горизонтальным окончанием в центральном блоке Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения в цикле освоения увязана с применяемой технологией проводки ствола в трещиноватом карбонатном коллекторе и позволяет более эффективно восстановить истинную проницаемость ПЗП в цикле освоения скважины.
Библиографический список
1. Трофимук А.А. Куюмбино-Юрубчено-Тайгинское газонефтяное месторождение - супергигант Красноярского края. Новосибирск, 1992.
2. Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления - важный обьект концентрации региональных и поисково-разведочных работ в верхнем протерозое Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / А.А. Конторович, А.Э. Конто-рович, В.А. Кринин и др.// Геология и геофизика. 1998. №11.
3. Особенности геологического доизучения и разработки Юрубчено-Тохомского месторождения // Е.П. Жуйков [и др.] // Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. Красноярск, 1997.
4. Сазонов Б.Ф. Задачи пробной эксплуатации Юрубчено-Тохомского месторождения // Геологическое строение, нефтегазоносность и перспективы освоения нефтяных и газовых месторождений Нижнего Приангарья. Красноярск, 1997.
5. Результаты гидродинамических исследований карбонатных нефтяных пластов Юрубчено-Тохомского месторождения / Б.А.Фукс [и др.] // Геология и геофизика.1997. Т. 38, №7.
6. Кнеллер Л.И., Рыскаль О.Е., Скрылеев. Выделение и оценка коллекторов в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления // Геология нефти и газа. 1990. №12. С. 10-14.
7. Кнеллер Л.И., Рыскаль О.Е. Определение параметров низкопористых, трещиноватых пород (на примере ри-фейских отложений Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазо-накопления). М., 1991. 75 с. Развед.геофизика. Обзор ВИЭМС.
8. Новая модель геологического строения Юрубчено-Тохомской зоны // В.С. Славкин, Е.А. Копилевич, Н.Н. Бакун и др.// Геология нефти и газа. 1994. №4. С. 9-16.
9. Карстовая модель рифейского природного резервуара
Юрубчено-Тохомского месторождения / И.Е.Постникова [и др.] // Геология нефти и газа. 2001. №3.
10. Макаров А.Н. Упругодеформационные и фильтрацион-но-емкостные характеристики продуктивных пород рифея Юрубчено-Тохомского месторождения // Геология нефти и газа. 2004. №5.
11. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом геомеханического эффекта смыкания трещин / Ю.А. Кашников [и др.] // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 2011. №4. С. 104-107.
12. Комплекс технологических решений и оценка их эффективности при эксплуатационном бурении карбонатных отложений Юрубчено-Тохомского месторождения /
B.М.Иванишин [и др.] // Инновационные решения в строительстве скважин: тез. Всероссийской научн.-техн. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С. 38-40.
13. Эксплуатационное бурение рифейских карбонатов на Юрубчено-Тохомском НГКМ - практика и результаты борьбы с геологическими осложнениями / В.Ю.Никитенко [и др.] // Инновационные решения в строительстве скважин: тез. Всероссийской научн.-техн. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011.
C.46-50.
14. Геологическая обусловленность проблемных аспектов бурения нефтедобывающих скважин на Юрубчено-Тохомском НГКМ, Эвенкия / А.Г.Вахромеев [и др.] // Инновационные решения в строительстве скважин: тез. Всероссийской научн.-техн. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С. 41-45.
15. Vahromeev A.G., Siraev R.U., Ivanishin V.M., Akchurin R.Kh. First deep horizontal boreholes drilling and pumping for oil extraction at the Urubcheno-tohomskoe Oil-gas Condensate// 5th Saint Petersburg International Conference & Exhibition- Geosci-ence: Making the most of the Earth's resources. Saint Petersburg, Russia, 2-5 april 2012.
