CC BY
18
DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2021.113.11.042
ОПЫТ ВСКРЫТИЯ И ОСВОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ЛЕНО-ВИЛЮЙСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
Научная статья
Сивцев А.И.1' *, Эверстов Э.А.2, Рудых И.В.3
1 ORCID: 0000-0001-8386-2383;
2 ORCID: 0000-0001-7300-174X;
3 ORCID: 0000-0001-7841-5714;
1 2 3 Северо-восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова. Якутск, Россия
* Корреспондирующий автор (Edever.07[at]mail.ru)
Аннотация
В статье рассматриваются проблемы вскрытия и освоения скважин, пробуренных в Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции. Сделано предположение, что причинами отдельных неудач в ходе геологоразведочных работ могли стать некачественное вскрытие продуктивных горизонтов.
Показано негативное воздействие применения глинистых растворов с утяжелителями, которое приводило к образованию глубоких зон проникновения водной фазы в призабойную зону пласта. Приведены результаты интенсификационных мероприятий, осуществленных в отдельных площадях. Для вскрытия верхней части разреза с аномально низкими пластовыми давлениями предложено использовать облегченные растворы на безводной основе, или глинисто-меловые растворы с полимерами. Рекомендовано проводить перфорацию при сниженных уровнях, или на специальных буферных растворах с минимальной кольматацией призабойной зоны в условиях присутствия разбухающих глин.
Сделано предположение, что в низко проницаемых продуктивных горизонтах перми, находящихся под аномально высоким пластовым давлением происходит смыкание трещин при резком снижении давления в результате опробования. Для проверки предположения порекомендован гидроразрыв пласта с применением проппантов.
Ключевые слова: Вилюйская синеклиза; Предверхоянский прогиб; перспективы нефтегазоносности; бурение; терригенные отложения; аномально-низкие пластовые давления; аномально высокие пластовые давления; разбухающие глины; призабойная зона пласта.
EXPERIENCE IN THE PENETRATION AND DEVELOPMENT OF THE PAY FORMATION OF THE LENO-VILYUISK OIL AND GAS PROVINCE
Research article
Sivtsev A.I.1' *, Everstov E.A.2, Rudykh I.V.3
1 ORCID: 0000-0001-8386-2383;
2 ORCID: 0000-0001-7300-174X;
3 ORCID: 0000-0001-7841-5714;
1 2 3 Ammosov North-Eastern Federal University. Yakutsk, Russia
* Corresponding author (Edever.07[at]mail.ru)
Abstract
The article deals with the problems of the penetration and development of wells drilled in the Leno-Vilyuisk oil and gas province. It is assumed that the reasons for individual failures in the course of geological exploration could be the poor-quality tapping of productive horizons.
The study demonstrates the negative impact of the use of clay solutions with weighting agents, which led to the formation of deep zones of penetration of the aqueous phase into the bottom-hole zone of the formation. The results of the intensification measures carried out in individual areas are also presented. To open the upper part of the section with abnormally low reservoir pressures, it is proposed to use lightweight solutions on an anhydrous basis, or clay-chalk solutions with polymers. It is recommended to carry out perforation at reduced levels, or on special buffer solutions with minimal colmatation of the bottom-hole zone in the presence of swelling clay.
It is assumed that in the low permeable Permian pay horizons, which are under abnormally high reservoir pressure, cracks are closing with a sharp decrease in pressure as a result of testing. The authors recommend Hydraulic fracturing with the use of proppants to test the assumption.
Keywords: Vilyuiskaya syneclise; Preverkhoyansky deflection; prospects of oil and gas potential; drilling; terrigenous deposits; abnormally low reservoir pressures; abnormally high reservoir pressures; swelling clays; bottom-hole formation zone.
Введение
В последние годы добыча нефти в РФ устойчиво растет, и главным источником роста является добыча нефти на востоке страны. Выход на плановые показатели нефтепровода «Восточная Сибирь-Тихий океан» и запуск магистрального газопровода «Сила Сибири» обуславливают повышенный интерес со стороны недропользователей к перспективам нефтегазоносности юго-восточных и восточных территорий Сибирской платформы.
Крупный потенциал открытия новых месторождений нефти и газа сохраняется Лено-Вилюйской нефтегазоносной провинции (ЛВНП) Сибирской платформы. В пределах ЛВНП, включающей в себя Предверхоянский прогиб (I III) и Вилюйскую синеклизу (ВС), открыто 10 газовых и газоконденсатных месторождений с незначительными нефтяными оторочками [4].
Кроме того, во многих изученных площадях Вилюйской синеклизы (ВС) и Предверхоянского прогиба (1111) в ходе поисковых работ были получены непромышленные, полупромышленные притоки нефти и газа из верхнепалеозойско-мезозойского разреза. Современные научные представления о перспективах нефтегазоносности Лено -Вилюйской нефтегазоносной провинции отражены в работах [7], [8].
Целью данной статьи является аналитическое рассмотрение опыта освоения скважин и результатов интенсификации притоков для разработки рекомендаций по повышению эффективности геологоразведочных работ.
В работе рассмотрены характеристики пластов коллекторов и флюидоупоров и методы интенсификации притоков: разрывы пласта энергией пороховых газов, гидропескоструйная перфорация, глинокислотная обработка и вибрация.
Характеристики пластов-коллекторов и флюидоупоров
За небольшим исключением, связанным с Нижнетюкянским газовым месторождением, геологическая позиция которого до сих пор не вполне ясна, все выявленные залежи и месторождения в Вилюйской НГО приурочены к антиклинальным ловушкам, осложняющим широкие сводовые части крупных валообразных поднятий (Хапчагайский мегавал, Логлорский вал) [7].
Глубоким бурением в ЛВНП вскрыты меловые, юрские, триасовые, пермские и верхне-каменноугольные отложения (до 6519 м). На настоящем уровне изученности установлена промышленная газоносность позднепалеозойско-мезозойского комплекса. Разрез представляет собой толщу неравномерного переслаивания исключительно терригенных пород - песчаников, алевролитов, аргиллитов и углей.
Верхнепермский продуктивный комплекс, представленный толщей сложного чередования песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистых аргиллитов и пластов каменных углей, экранируется глинистой толщей неджелинской свиты нижнего триаса. Внутри комплекса и в покрышке выявлен ряд продуктивных горизонтов. Они сложены линзовидными телами, представленными средне-мелкозернистыми песчаниками с преобладанием кварца в составе обломочной части и содержащие не более 10% глинистого цемента преимущественно каолинитового состава [7].
Нижнетриасовый продуктивный комплекс, мощностью до 600 м представлен толщей преимущественно песчаного состава таганджинской свиты. Экраном этого комплекса является глинистая толща мономской свиты, которая также содержит несколько продуктивных горизонтов. Все продуктивные горизонты представлены песчаниками, содержащими редкие прослои алевролитов [7].
Нижнеюрский продуктивный комплекс, мощностью до 400 м сложен преимущественно песчаниками прослоями алевролитов и глин. Этот комплекс перекрывается наиболее выдержанной по площади глинистой толщей сунтарской свиты. Внутри этого комплекса выделяется до девяти продуктивных горизонтов и пластов.
Песчано-алевритовые отложения средней и верхней юры перекрываются регионально выдержанной глинисто-песчаной толщей марыкчанской свиты (верхняя юра). Из этих отложений получены промышленные притоки газа на ряде разведочных площадей.
Нижнемеловые отложения представлены исключительно континентальными угленосными отложениями. Достаточно мощные и выдержанные по площади экранирующие толщи в этой части разреза отсутствуют. Небольшая газовая залежь в отложениях этого возраста установлена на Бадаранском месторождении [7].
Одной из отличительных особенностей ЛВНП является наличие многолетнемерзлых пород с толщиной до 1450 м (Мархинская опорная скважина), среднее значение толщины варьирует 450-550 м. Также в разрезе встречаются аномально низкие (мел, юра) (АНПД) и высокие пластовые давления (нижний триас, пермь) (АВПД). Наличие в составе вулканогенного материала в отложениях нижнего триаса ВС обуславливает высокую эффективность флюидоупоров и риски значительного ухудшения коллекторов при проникновении бурового раствора [10].
Таким образом, при выборе режимов и технологии бурения глубоких скважин ВС и 1111 учитывались следующие особенности:
- наличие в верхней части разреза многолетнемерзлых пород;
- обвалообразование в многолетнемерзлых породах, в углях и пачках глинистых пород;
- АНПД в юрских (моложе отложений сунтарской свиты) и меловых отложениях, что обуславливает низкий градиент гидроразрыва [3];
- наличие в разрезе разбухающих глинистых разностей [10]
- АВПД в нижнетриасовых и верхнепермских отложениях ВС, а также нижнеюрских и верхнеюрско-нижнемеловых отложениях 1111 [5].
Анализ режимов и технологии бурения
Бурение скважин чаще всего осуществлялось с использованием глинистых растворов, обработанных углещелочным реагентом и утяжеленным баритом.
Наиболее частыми осложнениями в процессе бурения являлись: интенсивные поглощения бурового раствора до полной потери циркуляции, разгазирование бурового раствора до открытого фонтанирования, прихваты бурового оборудования. Отмечались осложнения и при цементировании скважин - масштабные поглощения с потерей циркуляции и не подъема цемента до проектной отметки. Было отмечено преимущественно два уровня поглощения цемента - на глубинах 450-500 м и 1400-1500 м, где предполагаются улучшенные фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) с образованием гидроразрыва пласта.
Промысловая ситуация подтверждает масштабное проникновение компонентов глинистого раствора в призабойную зону пласта (ПЗП), вплоть до полной закупорки поровых каналов. Так, при проходке интервала 2857,2 -2870,9 м в скв. 3 на Средневилюйской площади было поглощено свыше 50 м3 глинистого раствора удельного веса 1,32-1,34 г/см3, а при опробовании этого интервала получен приток газа только 2 тыс. м3/с. По данным ГИС, глубина проникновения фильтрата в пласт составляет от 1,5 до 3 метров и более. Экспериментальными лабораторными исследованиями было установлено, что при проникновении водной фазы в песчаники (с исходной эффективной
проницаемостью 0,0115 мкм2) на расстояние 0,5 -1,0 м - 1,5-3,0 метра происходит снижение продуктивности пласта соответственно на 65, 80, 85 и 92% от потенциально возможной.
Особенности распределения пластового давления по разрезу обуславливают применение утяжеленных буровых растворов удельного веса 1,35-1,4 г/см3. Это могло обусловить кольматацию порового пространства в призабойной зоне пласта, что приводило к резкому снижению проницаемости пермских отложений.
На всех месторождениях Вилюйской нефтегазоносной области проводился большой объем работ по интенсификации притоков газа различными методами:
- разрыв пласта энергией пороховых газов зарядами ТШТ, ПГД-БК,
- гидропескоструйная перфорация (Г1III).
- глино-кислотная обработка (ГКО),
- вибровоздействие на пласт.
Воздействию подвергались в основном верхнепермские отложения, представленные мелкозернистыми песчаниками с низкими ФЕС - проницаемостью 0,001- 0,005 мкм2 и пористостью 8-10%. В таких отложениях методы ТШТ, ПГД-БК, ГПП положительных результатов не дали.
Вибровоздействие проводилось на Толонской (скв. №17) и Среднетюнгской (скв. №230, 232, 240 и 243). В скв. № 17 в результате вибровоздействия дебит газа возрос с 83 до 132 тыс.м3/сут., в скв. № 240 - с 50 до 82 тыс. м3/сут. На остальных объектах положительного эффекта не получено.
Глинокислотная обработка пласта в ограниченном объеме опробована на Среднетюнгской площади. В результате проведенных работ был выбран следующий состав глинокислотного раствора (ГКР): 14% соляной кислоты, 6% бифтор-фторид аммония (БФА). Опыты проводились при температуре + 60С и давлении 30 МПа.
ГКО показала, что при выдержке в течение 6-9 часов проницаемость увеличивалась на 15-28%. Часть образцов подвергалась повторной глинокислотной обработке, в результате наблюдалось увеличение проницаемости на 50 -140%. По всей видимости, при разовой обработке закаченного в пласт раствора ГКР хватает на только определенный объем глинистых минералов в ПЗП. Из изложенного следует, что ГКО максимально будет эффективна в песчаниках с высоким содержанием глинистого цемента.
В целом на Толонском, Мастахском и Соболох-Неджелинском месторождениях было выполнено 32 операции по интенсификации притоков. Наиболее значительное увеличение дебита было зафиксировано в скв. 16 (Неджелинская пл., ин-л 3093-3098 м) с 3,5 до 153,7 тыс.м3/сут. Наибольшая эффективность достигалась гидропескоструйной перфорацией.
Краткий обзор по технологиям вскрытия продуктивных горизонтов показывает:
- проникновение водной фазы в ПЗП сопровождалось разбуханием глинистых минералов, что приводило к снижению проницаемости пород;
- более масштабное снижение проницаемости пород в ПЗП происходит за счет формирования глубокой зоны проникновения фильтрата бурового раствора;
- применение методов интенсификации притоков показало в целом низкую эффективность.
Выводы и рекомендации
Аналитический обзор показывает, что при освоении скважин ЛВНП наиболее остро стоит проблема ухудшения ПЗП за счет проникновения твердой фазы глинистого бурового раствора. Дополнительно это явление усиливается присутствием разбухающих глин в пермо-триасовых коллекторах [10].
На разведочных площадях ЛВНП для качественного вскрытия перспективных пластов следует использовать буровые растворы на безводной основе, также глинисто-меловые растворы, обработанные полимерными системами. При этом перфорацию колонны и освоение скважины следует проводить при сниженном уровне или на специальных буферных растворах, обеспечивающих минимальную кольматацию ПЗП. Отмечается, что вулканогенные коллектора требуют особых щадящих режимов вскрытия и освоения [10].
В ходе интенсификационных мероприятий хорошие результаты показала гидропескоструйная перфорация. На наш взгляд, в низко проницаемых пермских коллекторах можно применить гидроразрыв пласта (ГРП) с применением проппантов с размерами гранул 0,425...0,85 мм (больше размеров пор). Для усиления мультипликативного эффекта ГРП можно проводить с использованием глинокислотных растворов.
Несомненно, возврат геологоразведочных работ на нефть и газ на ЛВНП на новом техническом уровне оснащенности с учетом имеющегося промыслового опыта приведет к новым открытиям. На наш, взгляд наиболее перспективными районами являются зоны сочленения ВС с северо-восточным склоном Сунтарского поднятия [6], [9] и северным склоном Якутского поднятия [1], [2].
Финансирование
Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (грант № 21-510-22001).
Funding
The work was carried out with the financial support of the RFBR (grant No. 21-510-22001).
Благодарности
Acknowledgement
Авторы выражают искреннюю признательность доценту кафедры Недропользование
Геологоразведочного факультета Эвальду Раймондовичу Туги за предоставленные материалы.
The authors express their sincere gratitude to Evald Raimondovich Tugi, Associate Professor of the Department of Subsoil Use of the Geological Exploration Faculty, for the materials provided.
Конфликт интересов
Conflict of Interest
Не указан.
None declared.
Список литературы / References
1. Калинин А.И. Прямые газогеохимические поиски ароматических углеводородов в свете перспектив нефтегазоносности северного склона Якутского поднятия / А.И. Калинин, А.И. Сивцев // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2017. Т.12. - №2. [Электронный ресурс]. URL: http://www.ngtp.ru/rub/1/23_2017.pdf. (дата обращения: 12.10.2021)
2. Калинин А.И. Перспективы нефтегазоносности северо-восточной части Алданской антеклизы / А.И. Калинин,
A.И. Сивцев // Нефтяное хозяйство. - 2019. №06, с.22-27.
3. Погодаев А.В. Литологические и гидродинамические особенности газоносности верхнепермских и нижнетриасовых отложений Хапчагайского района Вилюйской нефтегазоносной области / А.В. Погодаев,
B.С. Ситников, Б.А.Лысов // Геология нефти и газа, 2012, № 4. - С.2-12.
4. Сафронов А.Ф. Нефтеносность нижнемезозойских отложений Хапчагайского мегавала Вилюйской синеклизы / А.Ф. Сафронов, А.И. Сивцев, В.Б. Черненко // Геология и геофизика. - 2014. Т.55. №8. - С. 1263-1269.
5. Сивцев А.И. Верхнеюрско-нижнемеловой нефтегазоносный комплекс востока Сибирской платформы /
A.И. Сивцев, О.Н. Чалая, И.Н. Зуева // Геология и минерально -сырьевые ресурсы Сибири, 2018, №1. - С.81-87.
6. Сивцев А.И. Перспективы нефтегазоносности северо-восточного склона Сунтарского поднятия / А.И. Сивцев // Геология и минерально -сырьевые ресурсы Северо-Востока России. Материалы IX Всероссийской научно-практической конференции: в 2-х томах. Якутск, 2019. С. 260-263.
7. Ситников В.С. Новейший прогноз и актуализация освоения нефтегазовых объектов Вилюйской синеклизы /
B.С Ситников, Н.Н. Алексеев, К.А. Павлова и др. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2017. - Т.12. - №1. -[Электронный ресурс]. URL: http://www.ngtp.ru/rub/6/9_2017.pdf. (дата обращения: 12.10.2021)
8. Фролов С.В. Особенности строения, осадочные комплексы и углеводородные системы Лено-Вилюйского нефтегазоносного бассейна / С.В. Фролов, Е.Е. Карнюшина, Н.И. Коробова и др. //Георесурсы, 2019, 21(2), с. 13-30.
9. Черданцев Г.А., Уточнение перспектив нефтегазоносности среднепалеозойских отложений южной части Вилюйской синеклизы / Г.А.Черданцев, С.В. Головин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2018. Т. 13. № 3. [Электронный ресурс]. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/33_2018.pdf. (дата обращения: 12.10.2021)
10. Юрова М.П. Особенности освоения и разработки вулканогенных газовых залежей Вилюйской синеклизы / М.П. Юрова, Н.Н. Томилова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. № 12. С. 53-56.
Список литературы на английском языке / References in English
1. Kalinin A. I. Prjamye gazogeohimicheskie poiski aromaticheskih uglevodorodov v svete perspektiv neftegazonosnosti severnogo sklona Jakutskogo podnjatija [Direct gas geochemical searches aromatic hydrocarbons in the light of the hydrocarbon potential of the Northern slope Yakut raising] / A. I. Kalinin, A. I. Sivtsev // Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika [Neftegazovaya Geologiya. Theory and practice]. - 2017. - Vol.12. - No.2. - [Electronic resource]. URL: http://www.ngtp.ru/rub/1/23_2017.pdf (accessed: 12.10.2021) [in Russian]
2. Kalinin A. I. Perspektivy neftegazonosnosti severo-vostochnoj chasti Aldanskoj anteklizy [oil and gas potential of the North-Eastern part of the Aldan Anteclise] / A. I. Kalinin, A. I. Sivtsev // Neftjanoe hozjajstvo [Oil industry]. - 2019. No. 06, pp. 22-27. [in Russian]
3. Pogodaev V. A. Litologicheskie i gidrodinamicheskie osobennosti gazonosnosti verhnepermskih i nizhnetriasovyh otlozhenij Hapchagajskogo rajona Viljujskoj neftegazonosnoj oblasti [Lithological and hydrodynamic characteristics of the gas content of the upper Permian and lower Triassic deposits Kapshagayskogo district Vilyui petroleum region] / V. A. Pogodaev, V. S. Sitnikov, B. A. Lysov // Geologija nefti i gaza [Geology of oil and gas], 2012, No. 4. - P. 2-12. [in Russian]
4. Safronov A.F. Neftenosnost' nizhnemezozojskih otlozhenij Hapchagajskogo megavala Viljujskoj sineklizy [Oil content of the Lower Mesozoic deposits of the Khapchagai megawal of the Vilyuisk syneclise] / A.F. Safronov, A.I. Sivtsev, V.B. Chernenko // Geologija i geofizika [Geology and Geophysics]. - 2014. Vol.55. No.8. - pp. 1263-1269. [in Russian]
5. Sivtsev A.I. Verhnejursko-nizhnemelovoj neftegazonosnyj kompleks vostoka Sibirskoj platformy [Upper Jurassic-Lower Cretaceous oil and gas complex of the East of the Siberian platform] / A.I. Sivtsev, O.N. Chalaya, I.N. Zueva // Geologija i mineral'no-syr'evye resursy Sibiri [Geology and Mineral Resources of Siberia], 2018, No. 1. - pp.81-87. [in Russian]
6. Sivtsev A.I. Perspektivy neftegazonosnosti severo-vostochnogo sklona Suntarskogo podnjatija [Prospects of oil and gas potential of the north-eastern slope of the Suntar uplift] / A.I. Sivcev // Geologija i mineral'no-syr'evye resursy Severo-Vostoka Rossii. Materialy IX Vserossijskoj nauchno-prakticheskoj konferencii [In the collection: Geology and mineral resources of the North-East of Russia. Materials of the IX All-Russian Scientific and Practical Conference]: in 2 volumes. Yakutsk, 2019. pp. 260-263. [in Russian]
7. Sitnikov V.S. Novejshij prognoz i aktualizacija osvoenija neftegazovyh ob'ektov Viljujskoj sineklizy [The latest forecast and actualization of the development of oil and gas facilities of the Vilyuisk syneclise] / V.S. Sitnikov, N.N. Alekseev, K.A. Pavlova et al. // Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika [Oil and gas geology. Theory and practice]. - 2017. - Vol.12. -No. 1. - [Electronic resource]. URL: http://www.ngtp.ru/rub/6/9_2017.pdf (accessed: 12.10.2021) [in Russian]
8. Frolov S.V. Osobennosti stroenija, osadochnye kompleksy i uglevodorodnye sistemy Leno-Viljujskogo neftegazonosnogo bassejna [Structural features, sedimentary complexes and hydrocarbon systems of the Leno-Vilyuisk oil and gas basin] / S.V. Frolov, E.E. Karnyushina, N.I. Korobova et al. // Georesursy [Georesources], 2019, 21(2), pp. 13-30. [in Russian]
9. Cherdantsev G.A. Utochnenie perspektiv neftegazonosnosti srednepaleozojskih otlozhenij juzhnoj chasti Viljujskoj sineklizy [Clarification of the prospects of oil and gas potential of the Middle Paleozoic deposits of the southern part of the Vilyuisk syneclise] / G.A.Cherdantsev, S.V. Golovin // Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika [Oil and gas geology. Theory and practice]. 2018. Vol. 13. No. 3. [Electronic resource]. URL: http://www.ngtp.ru/rub/4/33_2018.pdf. (accessed: 12.10.2021) [in Russian]
10. Yurova M.P. Osobennosti osvoenija i razrabotki vulkanogennyh gazovyh zalezhej Viljujskoj sineklizy [Features of the development and development of volcanogenic gas deposits of the Vilyuisk syneclise] / M.P. Yurova, N.N. Tomilova // Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij [Geology, geophysics and development of oil and gas fields]. 2014. No. 12. pp. 53-56. [in Russian]
