CC BY
88
УДК 550.822.7
ПОДБОР МЕТОДИК ДЛЯ БОРЬБЫ С ПОГЛОЩЕНИЯМИ В СЛОЖНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ ЮРУБЧЕНО^ОХОМСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
© Р.Х. Акчурин1, Р.У. Сираев2, В.В. Че3
Иркутский филиал ООО «Роснефть-Бурение», 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 257.
Рассмотрены методы и алгоритмы борьбы с поглощениями бурового раствора в сложных геолого -технических условиях Юрубчено-Тохомского нефтегазоконденсатного месторождения. Представлены результаты применения технологии бурения на равновесии с управляемым давлением (MPD), альтернативной традиционной, с использованием кольматанта. Делается вывод, что новый метод позволит полностью решить проблему поглощений на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении. Ил. 6. Библиогр. 7 назв.
Ключевые слова: эксплуатационное бурение; горизонтальный ствол; поглощение; регулируемое давление.
SELECTING METHODS TO CONTROL ABSORPTION IN COMPLEX GEOTECHNICAL CONDITIONS OF YURUBCHENO-TOKHOMSKOE OIL AND GAS CONDENSATE FIELD R.Kh. Akchurin1, R.U. Siraev2, V.V. Che3
Irkutsk Branch of "Rosneft-Burenie" CJSC, 257 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia.
The article deals with the methods and algorithms to control drilling mud absorption in complex geological and technical conditions of Yurubcheno-Tokhomskoe oil and gas condensate field. It presents the results of using an equilibrium drilling technology with controlled pressure, which is an alternative to the traditional one with the application of colmatant. It is concluded that the new method will completely solve the problem of absorption in the Yurubcheno-Tokhomskoe gas condensate field. 6 figures. 7 sources.
Key words: production drilling; horizontal borehole; absorption; controlled pressure.
Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение относится к центральной части Байкит-ской антеклизы, выделяемой в Камовский свод. Вместе с Куюмбинским, Оморинским, Камовским и Шушук-ским месторождениями Юрубчено-Тохомское месторождение образует область гигантского скопления углеводородов, которая входит в состав Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления общей площадью более 20000 км2 (рис.1). Именно здесь впервые в России и в мире получены промышленные притоки нефти и газа из отложений рифейского возраста.
Юрубчено-Тохомское месторождение (ЮТМ) -второй крупный проект «Роснефти» в Восточной Сибири после Ванкора. Запасы нефти по категориям С!, С2 составляют здесь 321 млн т. Запасы нефти по категориям А, В, С!, С2 на Ванкорском месторождении -490 млн т.
Юрубчено-Тохомское месторождение уникально по своему геологическому строению [1, 2]. Залежи нефти и газа приурочены здесь к верхней, нарушенной процессами дезинтеграции толще карбонатных пород рифея, характеризуются сложными трещинными и трещинно-каверновыми коллекторами (рис. 2), в том числе аномальными по проницаемости (АК), и
аномально низкими пластовыми давлениями АНПД (градиент 0,88-0,89) в нефтяной части залежи [3].
Конструкция и профиль нефтедобывающей скважины запроектированы таким образом, чтобы горизонтальной частью в 1000 м вскрыть наибольшее количество трещин (рис. 3) [7]. Подобная конструкция скважины значительно увеличивает толщину поглощающих интервалов вендских и рифейских отложений по стволу скважины; также накладывается ограничение по содержанию кольматанта в промывочной жидкости и кольматационных пачках. Это в первую очередь связано с использованием телеметрических систем, имеющих ограничение по объемному содержанию кольматанта в промывочной жидкости не более 10% и размерами частиц в кольматационных пачках не более 4 мм [4].
На первоочередном участке разработки ЮТМ в нефтяной части залежи на сегодня пробурено 4 наклонно-направленных пилотных и 12 горизонтальных стволов, причем было зафиксировано двенадцать провалов на шести горизонтальных скважинах (резкий провал КНБК на глубину от 30 см до первых метров), что свидетельствует о вскрытии аномального коллектора с параметрами проницаемости, значительно пре-
1Акчурин Ренат Хасанович, начальник ЦИТС, тел.: (3952) 798634, e-mail: [email protected] Akchurin Renat, Chief of service, tel.: (3952) 798634, e-mail: [email protected]
2Сираев Рафаил Улфатович, главный инженер, e-mail: [email protected] Siraev Rafail, Chief Engineer, e-mail: [email protected]
3Че Вячеслав Викторович, начальник смены ЦИТС, тел.: 89246392566, e-mail: [email protected] Che Vyacheslav, Shift supervisor, tel.: 89246392566, e-mail: [email protected]
вышающими 1000 мД. Из 12 скважин с горизонтальным окончанием только 9 пробурены до проектного забоя в связи с невозможностью дальнейшего бурения из-за катастрофических поглощений бурового раствора.
Поглощения бурового раствора условно поделены на три зоны в зависимости от интенсивности [7]:
1. Слабое - интенсивность от 1 до 3 м3/ч, слабая зона трещиноватости.
2. Сильное - интенсивность от 8 до 25 м3/ч, средняя зона трещиноватости.
3. Полное - полная потеря циркуляции, аномальная зона трещиноватости.
При возникновении поглощения использовались следующие методы борьбы с ними:
1. Технологический. Подразумевает кольмати-рование пласта различными смесями опилок, ореховой скорлупы, слюды и т.д. в составе пачек ВУС и бурового раствора (рис. 4).
2. Технический. Подразумевает снижение плотности бурового раствора и применение современного оборудования.
Рис. 1. Локализация Куюмбинско-Юрубчено-Тохомского ареала нефтегазонакопления в Байкитской НГО
Рис. 2. Керн карбонатного коллектора рифея
Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Конструкция скеэжины Глубины спуска оЭсадньк колонн Градиент пластового давления Градиент гидр ор взрыва пород
кгс/см2 на м кгс/сМ2 нам
1 2 3 4 5 6
Эвенкийская 0-375 Напр авляюшая колонна 426 мм до 50м 0.095 0,176
Кондуктор 324 ш до 360 м
Лишинцевская 375-623 Вариант 1 Техническая колонна 245 ым до 1500 м 0,096 0,151
Ангарская 623 -913 0.096 0,151
Будайская 918.-1003 0.093 0,15
Верхней ель екая 1005-1323 0.093 0,15
Нижне 6 ель екая 1323 - 1573 0.094 0,151
Вариант 2 Техническая колонна 245 ым до 2150 м
Усольская 1573 - 1927 0,101 0,156
Осинский го ризонт 1927-2013 0,101 0,156
Под осинские долериты 2013 - 2053 0,093 0,193
2053 - 2113 0,101 0,156
Тэтзрская 2113 -2160 0.093 0,15
Эксплуатационная колонна 173 ыы до 2330 м
СоЭинская 2160 - 2220 0,093 0,15
Катангская 2220 - 2293 0,093 0,15
Оскобинская 2295-2313 0.093 0,15
Ванаварская 2313-2323 0,093 0,15
Риф ей газовая часть 2323-2343 0,092 0,096
Риф ей: не фтяная часть 2345-2330 0,092 0,096
Риф ей: нефтяная часть 2330-2352 Открытый ствол интервал по вертикали 2330-2332 ы 0,092 0,096
Рис. 3. Типовая конструкция и геологические характеристики проводки скважин на Юрубчено-Тохомской зоне (глубины проставлены по вертикали)
Хотелось бы отметить, что первый метод позволял успешно ликвидировать поглощения только сильной и слабой зон интенсивности, при этом происходило кольматирование продуктивной призабойной зоны пласта. Что касается полного поглощения, то здесь ситуация не однозначная, данный метод не всегда оказывался успешным [5, 6, 7].
От скважины к скважине были наработаны следующие алгоритмы борьбы с поглощениями с использованием кольматанта:
1. Зона слабой интенсивности - ввод кольматанта по циркуляции до 10% от объема раствора части-
цами размером до 4 мм.
2. Зона сильного поглощения - применение кольматационных пачек на УВ основе, полимерводных кольматационных пачек, а также бентонитовых кольматационных пачек с содержанием кольматанта до 10% от объема раствора и диаметром фракций до 4 мм.
3. Зона полного поглощения - спуск «открытого конца» с применением кольматационных пачек и содержанием кольматанта более 30% и диаметром фракций до 12 мм [3, 7].
Рис. 4. Внешний вид кольматанта Rubber cord (кордовое волокно)
Влияние кольматанта на фильтрационные свойства трещин рифейских отложений на Юрубчено-Тохомской зоне на сегодняшний день не изучены. При этом объемы закачки кольматантов в пласт могут превышать десятки, а то и сотни тонн, в зависимости от интенсивности поглощения (рис. 5). Единственным положительным фактом является то, что при освоении на устье таких скважин наблюдается практически постоянный выход кольматантов при работе на режимах очистки скважины [7].
Второй метод является альтернативой методу с применением кольматанта. Для его осуществления была применена технология бурения на равновесии с управляемым давлением MPD.
На сегодняшний день по технологии с управляемым давлением (MPD) пробурено 2 скважины [7]. Рассматривая углубление ствола как процесс суммирова-
ния проницаемостей каждой вскрытой трещины, или зоны трещиноватости, и опираясь на опыт традиционного бурения, логично полагать что возрастет интенсивность поглощения по мере увеличения протяженности вскрытого горизонтального ствола. Однако фактическая кривая текущей интенсивности поглощения показала снижение, что является одним из главных аргументом в пользу как концептуально новой для ЮТМ технологии первичного вскрытия.
Профиль поглощения значительно ниже по амплитуде (рис. 6), отражает меньшую интенсивность поглощения на МРD, по сравнению с традиционной технологией, и является непрерывным, поскольку вскрытые трещины не кольматируются и сохраняется истинная проницаемость, что является чрезвычайно важным для дальнейшего освоения и эксплуатации скважин.
Рис. 5. Потери раствора и КП
Щ
з
о ц
16
12
т 1__|
^ г Ц
•Технология MPD
(нижний уровень)
Технология на репрессии
(верхний уровень)
200
400
600
800
1000
1200
Глубина из-под башмака Э.К., м Рис. 6. Интенсивность поглощения при бурении скважины с МРй и на репрессии
Выводы
Применение MPD является альтернативой традиционному методу борьбы с поглощениями в сложных геолого-технических условиях ЮТМ. На сегодняшний день по этой технологии пробурено две скважины. Так как освоение скважин после использования еще не производилось, дать конкретную оценку качеству первичного вскрытия рифейских отложений Юрубче-но-Тохомского месторождения пока не представляется возможным. Но, главное, уже можно сделать вывод, что данная технология является большим шагом вперед, позволяя уйти от многодневных простоев из-за необходимости ликвидации геологических осложнений. В результате увеличивается коммерческая скорость бурения и уменьшаются затраты, связанные
с использованием кольматанта.
Первичное вскрытие пласта с использованием MPD является частным случаем применения технологии бурения на депрессии, которое представляет собой бурение с постоянным притоком пластового флюида в скважину. Величина этого притока может быть скорректирована на поверхности станцией управления [7]. Таким образом, данная технология позволяет полностью решить проблему поглощений бурового раствора. На сегодняшний день вопрос применения технологии горизонтального «бурения на депрессии» по нефтенасыщенному продуктивному коллектору рифея находится на стадии предпроектной разработки.
Статья поступила 17.06.2014 г.
1. Трофимук А.А. Куюмбино-Юрубчено-Тайгинское газонефтяное месторождение - супергигант Красноярского края. Новосибирск, 1992.
2. Конторович А.А., Конторович А.Э., Кринин В.А. и др. Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления - важный объект концентрации региональных и поисково-разведочных работ в верхнем протерозое Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика. 1998. № 11.
3. Вахромеев А.Г., Иванишин В.М., Сираев Р.У. и др. Геологические аспекты применения технологии первичного вскрытия сложных карбонатных коллекторов рифея на «управляемом давлении» // Бурение и Нефть. 2013. № 11.
4. Vakhromeev A.G. & Co/ FIRST DEEP HORISONTAL BOREHOLES DRILLING AND PAMPING FOR OIL EXTRACTION (AT) THE URUBCHENO-TOHOMSKOE OIL-GAS-CONDENSATE: 5th Saint Petersburg International Conference & Exhibition 2012. Saint Petersburg, 2012.
ский список
5. Иванишин В.М. и др. Новые технологии в проводке нефтедобывающих скважин с горизонтальным окончанием в анизотропных карбонатных коллекторах (на примере Юруб-чено-Тохомского НГКМ) // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2012. № 6.
6. Сираев Р.У., Иванишин В.М., Хайров Р.А. и др. Комплекс технологических решений и оценка их эффективности при эксплуатационном бурении карбонатных отложений Юрубчено-Тохомского месторождения // Инновационные решения в строительстве скважин: тез. всероссийской науч.-техн. конференции. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011.
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.
