Устойчивость глин разных стадий литогенеза на Юрхаровском месторождении при бурении скважин на растворах на углеводородной основе

Размещено на http://www.allbest.ru/

Устойчивость глин разных стадий литогенеза на Юрхаровском месторождении при бурении скважин на растворах на углеводородной основе

А. Арсланбеков, ОАО Новатэк, Н. Севодин, ООО Новатэк-Юрхаровнефтегаз, С. Соловьев, ЗАО "Инвестгеосервис", В. Мосин, А. Королев, М-I Swacostability

Аннотация

устойчивость слипаемость глина скважина

Устойчивость глинистых отложений в Западной Сибири продолжает оставаться актуальной проблемой, несмотря на накопленный большой практический опыт бурения

Annotation

Of clays of different rock formation stages at yurkharovskoye field while well drillign with oil-based muds

A. Arslanbekov, Novatek OJSC, N. Sevodin, Novatek-Yurkharovneftegaz LLC, S. Soloviev, Investgeoservis CJSC, V. Mosin, A.Korolev, M-I SWACO

Using its extensive experience of various mud type applications for drilling in Western Siberia, the M-I SWACO, Russia Region, established a definite mud selection system for particular clays based on clay cap rock lithogenesis theory

Сложилось определенное мнение, что условия бурения в этом регионе достаточно простые, и расходы на дорогие растворы не оправданы. С одной стороны, это действительно так, если рассматривать бурение простых по конструкции скважин, которое протекает достаточно быстро (не более 10 - 14 дней). Однако при бурении более сложных по профилю скважин часто возникают проблемы с устойчивостью глин, решить которые зачастую непросто, и не существует готовых рецептов их решения. Правда, в последнее десятилетие накоплен обширный опыт использования различных типов буровых растворов на водной основе при бурении неустойчивых глин на месторождениях Западной Сибири. На основе этого опыта в российском подразделении компании M-I SWACO сложилась определенная система выбора типа раствора для тех или иных глин. В основу ее помимо опыта бурения положена теория литогенеза глинистых покрышек [1]. Кратко эту систему выбора можно сформулировать следующими основными положениями:

1. Для бурения глин раннего катагенеза (от люлинворской до покурской свиты включительно), которые имеют коагуаляционные контакты между частицами, низкие механические свойства и активно диспергируют в буровых растворах на основе пресной воды, следует применять инкапсулирующие пресные буровые растворы. Ингибированные растворы применять в этих отложениях дорого и неэффективно. Причина неустойчивости таких глин - в их низкой механической прочности, и для ее нейтрализации требуется определенный уровень забойного давления. Между тем инкапсулирующие растворы дают хорошие результаты по предотвращению диспергирования молодых глин, и их использование в этом интервале оправдано.

2. Для бурения глин среднего катагенеза (меловые отложения примерно с глубины 1600 - 2000 м, юрские глинистые покрышки), имеющих, как правило, контакты переходного типа между частицами и отличающихся метастабильностью и активной реакцией на попадание в них пресной воды, требуются, напротив, ингибированные растворы. Причем эффективность последних зависит от концентрации ингибитора, угла вскрытия, минералогии глин покрышек, наличия или отсутствия в растворе микрокольматантов глин и т. д. В связи с этим не всегда сразу можно гарантировать их 100%-ную эффективность и требуется время для подбора необходимого состава.

Тем не менее эта концепция выбора типа раствора зачастую подвергается сомнению. Поэтому каждая возможность получения дополнительной информации об устойчивости глин при использовании новых систем растворов должна использоваться, а результаты - тщательно анализироваться.

В 2007 г. такая возможность появилась на Юрхаровском месторождении в связи с началом бурения на нем скважин с отходами от вертикали до 4000 м и использованием для этого растворов на углеводородной основе (РУО). До этого на месторождении был уже накоплен большой опыт бурения на различных системах растворов на водной основе (РВО). В целом использование растворов на водной основе позволило обеспечить строительство скважин с отходами от вертикали до 2000 м. Однако при этом было установлено несколько зон неустойчивых глин в разрезе (кузнецовская и березовская свиты, ямбургская покрышка и «шоколадные глины»), которые постоянно создавали определенные проблемы при их бурении. Поэтому когда был поставлен вопрос о бурении скважин под воды Тазовской губы с большими отходами от вертикали (до 3000 - 4000 м), все-таки возникла проблема выбора системы бурового раствора для их бурения. Растворы на водной основе с учетом уже имеющихся проблем вряд ли могли обеспечить безаварийное бурение еще более сложных скважин. Поэтому выбор был сделан в пользу раствора на основе минерального масла Versaclean. За 2007 - 2009 гг. было пробурено 16 скважин с использованием этой системы в разных интервалах, что позволяет произвести оценку системы, в частности, с точки зрения влияния на устойчивость указанных проблемных глинистых отложений и сравнения с растворами на водной основе. Этим вопросам и посвящена настоящая статья. Основной интерес, с точки зрения устойчивости глин, представляют два интервала - интервал бурения под техническую колонну и интервал бурения под эксплуатационную колонну.

На рис. 1 представлены средние технико-экономические показатели бурения интервала технической колонны на разных типах буровых растворов. Как видно из этого рисунка, ТЭП бурения на РУО существенно лучше, чем на растворах на водной основе. Причем ранее использовались растворы на водной основе разного типа - и ингибированные, и пресные.

Рис. 1. ТЭП бурения интервала технической колонны на разных типах бурового раствора

Основные проблемы, характерные для этого интервала на Юрхаровском месторождении при бурении с использованием растворов на водной основе, были следующие:

1. неустойчивость глинистых отложений, прежде всего верхнеберезовской подсвиты, а также кузнецовской свиты. По этой причине случались проработки ствола и прихваты из-за обвалов глин;

2. недостаточно эффективный транспорт как выбуренного шлама, так и, особенно, осыпавшегося, что увеличивало вероятность прихватов в шламовых пробках. Отчасти этому способствовала и слипаемость шлама в среде РВО;

3. с учетом почти постоянного наличия шлама в кольцевом пространстве, достаточно больших плотностей бурового раствора (для обеспечения стабильности ствола) и высокой проницаемости сеномана часто случались дифференциальные прихваты;

4. высокие пористость и влажность глин раннего катагенеза (прегидратированность) создавали предпосылки для перехода этих глин в раствор.

При использовании РУО для бурения этого интервала, несмотря на то, что условия бурения усложнились (из 13 скважин в 5-ти диаметр ствола - 394 мм, зенитный угол и отход от вертикали больше в 1,5 раза), результаты получились значительно лучше, чем на растворах на водной основе. Причем нельзя утверждать, что эти результаты получены только за счет повышения стабильности ствола. В табл. 1 приведены данные по кавернозности ствола на разных типах раствора как в целом всего интервала, так и отдельных его участков. И хотя из табл. 1 следует, что кавернозность при использовании РУО в интервале ТК в целом ниже, чем при использовании РВО, избежать ее полностью в интервале верхнеберезовской подсвиты (интервал 1) не удалось. Причем максимальный размер каверн примерно такой же, как и на РВО. Кавернообразование в верхнеберезовской подсвите шло и при бурении c использованием Versaclean, что еще раз подтвердило, что устойчивость глин этой свиты определяется геомеханическими факторами, а не повышенной чувствительностью их к водной фазе. И ранее эта мысль находила подтверждение при замене пресных глинисто-полимерных растворов на различные ингибированные (опыт бурения на Юрхаровском месторождении до 2004 г.).

Таблица 1. Кавернозность ствола скважины в интервале технической колонны для растворов различных типов

После опыта бурения на РУО со всей очевидностью стало ясно, что действительно для глин раннего катагенеза главным фактором стабильности глин является соответствие забойного давления величинам геомеханических напряжений устойчивости, а не воздействие водной фазы раствора. Безусловно, последний фактор оказывает влияние на процесс кавернообразования в этих глинах, но он носит как бы подсобный характер. И в большей степени влияет не на размер каверн, а на скорость их образования. Последняя существенно снижается при использовании менее диспергирующих растворов (ингибированных и РУО). Это зачастую приводит не к равномерному осыпанию глин, а к их обвалам и более тяжелым последствиям для процесса бурения. Происходит этот процесс, если величина забойного давления как первопричина не обеспечивает стабильность ствола. Не удалось этого избежать и при использовании РУО. Прихваты в скважинах № 328 и 225 в зоне кузнецовской свиты произошли из-за обвалов глин, к тому же осложненных плохими условиями выноса шлама по причине высоких зенитных углов в интервалах осложнения.

Вывод этот подтверждают и геомеханические исследования, выполненные Baker Atlas для кузнецовской свиты скв. № 328, и анализ результатов кавернометрии для почти всех скважин, пробуренных на РУО в этом интервале. Геомеханические расчеты показывают, что плотность бурового раствора в интервале кузнецовской свиты в скв. № 328 должна была быть 1,36 г/см3 (вероятность успешности - 90%). По факту плотность была 1,30 г/см3. Причем следует отметить для подобных случаев следующее обстоятельство: если забойное давление далеко ниже напряжения разрушения таких глин, то образуются каверны быстро. Если же забойное давление близко к напряжению устойчивости глин, но все-таки ниже его, то деформирование идет медленно и проходит стадию сужения ствола с последующим разрушением. Как правило, каверномеры по большинству скважин, пробуренных на РУО на Юрхарове, не показывают каверны в кузнецовской свите. Наоборот, фиксируются сужения в этом интервале. Но в скважине № 328 как раз в интервале кузнецовской свиты (выделено лиловым цветом) образовалась каверна диаметром до 470 мм (рис. 2). Причем образовалась она уже в ходе аварийных работ по ликвидации прихвата (каверномер сделан спустя месяц после прихвата). В момент прихвата ее еще не было, а были сужения ствола, которые привели к проработкам.

Рис. 2. Каверномер интервала технической колонны скв. 328

То, что в интервале ниже верхнеберезовской подсвиты происходят сужения ствола, свидетельствует анализ каверномеров по всем скважинам. На рис. 3 показан типичный каверномер интервала ТК, пробуренного на РУО.

Рис. 3. Каверномер интервала технической колонны скв. 354

До интервала верхнеберезовской подсвиты в талицкой и ганькинской свитах, как правило, ствол близок к номинальному. В интервале верхнеберезовской свиты на растворах с плотностью до 1,30 г/см3 образуются каверны от 380 до 720 мм. В интервале нижнеберезовской подсвиты, кузнецовской свиты и глин покурской свиты ствол либо номинальный, либо наблюдаются сужения ствола до 5 - 10 мм. Чем ближе будет плотность бурового раствора к эквиваленту градиента устойчивости глины, тем меньше будут проявляться сужения ствола. На рис. 4 показано, как меняется коэффициент кавернозности в интервале ниже верхнеберезовской подсвиты при росте плотности бурового раствора. Как видно из рис. 3, при росте плотности с 1,26 до 1,29 г/см3 происходит рост коэффициента кавернозности до номинальных значений. При дальнейшем росте плотности свыше 1,29 г/см3 коэффициент кавернозности несколько увеличивается, но этот рост незначителен и не уходит от номинальных значений. В целом же видно, что при дальнейшем росте плотности происходит выполаживание зависимости близ номинального диаметра. Такой характер этой зависимости можно объяснить действием одновременно нескольких факторов. Во-первых, снижается вероятность деформирования неустойчивых глин собственно в интервале сужений. Во-вторых, в целом уменьшается осыпание глин в интервале, например, верхнеберезовской подсвиты. В-третьих, уменьшается участие осыпавшегося шлама в формировании толстых фильтрационных корок. Если предположить, что сужения вызваны только формированием фильтрационных корок, то увеличение плотности, наоборот, должно было бы способствовать их росту. В действительности это не наблюдается. Таким образом, можно считать, что при плотностях порядка 1,30 - 1,31 г/см3 для интервала кузнецовской свиты в течение срока бурения интервала не будет происходить сильного выпучивания глин с последующим их обрушением. Вместе с тем, возможно для некоторых скважин необходимо будет увеличивать плотность и выше этих значений (по прогнозу Baker Atlas до 1,42 г/см3).

Рис. 4. Зависимость коэффициента каверзности ствола ниже верхнеберезовской подсвиты от плотности РУО

Таким образом, анализ технологии бурения интервала ТК позволяет сделать вывод, что использование РУО само по себе не решает проблему устойчивости глин раннего катагенеза. Более того, игнорирование роли геомеханического фактора для стабильности ствола может приводить даже к более тяжелым последствиям, чем при использовании РВО. Об этом говорят оба прихвата, имевших место при бурении в скв. № 328 и № 225.

Сравнение результатов бурения интервала эксплуатационной колонны на РУО и РВО (рис. 5) показывает следующее:

Рис. 5. ТЭП бурения интервала эксплуатационной колонны на разных типах бурового раствора

- В целом, технико-экономические показатели бурения на РУО были выше, чем при бурении на РВО. Это тем более важно в свете того, что условия бурения на РУО были существенно более сложные (больший диаметр ствола и большие отходы от вертикали)

- При бурении на РВО имело место несколько прихватов, закончившихся перебуриванием стволов. Причем два прихвата из трех произошли в интервале залегания «шоколадных глин». На РУО при бурении прихватов вообще не было, и лишь один был с обсадной колонной.

- Кавернозность стволов на РУО оказалась существенно меньшей, чем при бурении на РВО (табл. 3).

- Особенно заметно повысилась устойчивость интервала «шоколадных глин» (покрышки пластов БУ8) и интервала ямбургской глинистой пачки (покрышки пластов БУ0-1), несмотря на более высокие углы при их вскрытии.

Особый интерес представляет сравнение устойчивости и кавернозности ствола при бурении на разных типах бурового раствора. Результаты сравнения представлены в табл. 2 и на рис. 6 - 8.

Рис. 6. Каверномер по скв. 306-5 Б (раствор - Poly-Plus с концентрацией КCl 58,6 кг/м3)

Каверномер в скв. 207-2 (раствор хлоркалиевый с конц. КСl 105 кг/м3)

Рис. 8. Каверномер по скв. 301-5 Б (раствор Versaclean)

Таблица 2. Кавернозность ствола при бурении интервала ЭК на различных типах бурового раствора

К сожалению, из-за больших углов каверномеры были выполнены не во всех скважинах, а интервал «шоколадных глин» не охвачен каверномером ни в одной из пробуренных скважин. Однако каверномером захвачен интервал ямбургской глинистой пачки в нескольких скважинах, пробуренных как с использованием РВО, так и РУО. По поведению ямбургская глинистая пачка аналогична «шоколадным глинам», и так же, как они, ее глины, относятся к стадии среднего катагенеза, имеют переходные формы контактов между частицами и чувствительны к воде. Это видно, например, из сравнения каверномеров на рис. 6 и 7. Интервал ЭК в скважине 306-5Б пробурен на растворе Poly-Gard (концентрация хлорида калия 58,6?кг/м3). В интервале ямбургской глинистой пачки образовалась каверна размером до 350 мм (при номинальном диаметре 216 мм). При бурении интервала ЭК в скважине 207-2 на хлоркалиевом растворе с концентраций хлорида калия 105 кг/м3 в зоне ямбургской глинистой пачки уже практически не наблюдается кавернообразования (рис. 7). При использовании РУО (Versaclean) для бурения интервала ямбургской глинистой пачки вообще каверны не образуются, и ствол имеет номинальный характер (рис. 8). Все эти данные подтверждают наблюдаемую на многих месторождениях Западной Сибири закономерность уменьшения кавернообразования в глинах стадии среднего катагенеза (глубины более 2000 м и температуры более 650С) при использовании ингибированных растворов. Происходит это по причине уменьшения вероятности разрушения метастабильных переходных контактов в глинистых отложениях, чувствительных к пресной воде и склонных к набуханию в ней. Еще более сильно это снижение проявилось при использовании РУО. Вода практически не попадает в зону переходных контактов, прочность глины не меняется, ствол остается номинальным. Механическая прочность глин среднего катагенеза значительно выше, чем глин раннего катагенеза, и используемой плотности раствора достаточно для удержания их в стабильном состоянии (если вода не попадает в зону контактов). Ингибированный хлоркалиевый раствор также уменьшает кавернообразование, но результат получается неоднозначный и будет зависеть от комбинации многих факторов (концентрация хлорида калия, наличие микрокольматантов, зенитный угол и т. д.).

Но, несмотря на то что водная фаза ингибированного раствора все-таки проникает в глины, она не действует столь разрушительно на переходные контакты, как пресная вода, и снижение механической прочности глины не так существенно, как в случае пресного раствора. По крайней мере, номинальный характер ствола во многих случаях сохраняется.

Как уже отмечалось при обсуждении бурения интервала технической колонны, глины стадии раннего катагенеза не так чувствительны к воде, как глины среднего катагенеза. Это и видно и по каверномеру для интервала ЭК до 2000 м для всех типов раствора. Примерно сохраняется номинальный ствол для всех скважин. Однако при этом следует отметить, что даже в растворе на углеводородной основе поддерживали достаточно высокие значения плотности (1,18 - 1,20 г/см3 при бурении покурской свиты, далее увеличивали до 1,26 - 1,28 г/см3), что очень важно для глин раннего катагенеза. В соответствии с геомеханическими исследованиями, проведенными специалистами компаний «Шлюмберже» и Baker Atlas, плотность, необходимая для обеспечения устойчивого состояния глин покурской свиты, должна быть в пределах 1,29 - 1,34 г/см3, что в общем-то и было учтено при проектировании свойств РУО для бурения скважин с большими отходами от вертикали. Этим, скорее всего, и объясняется номинальный ствол и отсутствие существенных проблем с хождением инструмента. Вместе с тем номинальный характер ствола диктовал необходимость тщательных калибровок скважины и контроля при СПО. В целом же, по интервалу эксплуатационной колонны, ради которого, собственно, и планировалось использование РУО, итоги его применения можно оценивать как весьма успешные. Удалось решить проблемы, которые обычно имели место при использовании растворов на водной основе:

- добиться практически полной стабильности глинистых покрышек среднего катагенеза пластов БУ0-1 и БУ8;

- полностью избежать дифференциальных прихватов, значительно снизить вероятность механических прихватов (на данный момент до 0, хотя, в общем, их исключать нельзя даже при использовании РУО);

- за счет снижения коэффициентов трения снизить затраты времени на СПО и слайдирование, улучшить ТЭП бурения;

- в целом обеспечить бурение скважин с большими отходами, что вряд ли было бы возможно при использовании РВО.

В более широком плане опыт использования РУО для бурения глин разных стадий литогенеза подтвердил ранее сделанные выводы на основе сравнения растворов на водной основе (пресных и ингибированных). Речь идет о том, что растворы ингибированные и растворы на углеводородной основе не решают проблем устойчивости глин раннего катагенеза. Устойчивость их определяется, прежде всего, градиентами напряжения нестабильности, т. е. чисто геомеханическими факторами. Понятно, что при этом надо учитывать и другие последствия применения этих систем растворов в таких глинах: сокращение наработки и объемов раствора, улучшение или ухудшение очистки ствола скважины, экологические последствия и т. д. Заключение о том, применять или не применять РУО в этом интервале бурения, должно делаться в результате комплексной оценки результатов, причем стабильность ствола в этой оценке - далеко не главный показатель. И, наоборот, применение РУО для бурения покрышек средней стадии катагенеза ставит одной из основных целей предотвращение именно неустойчивости глин. Опыт бурения таких покрышек на Юрхаровском месторождении с использованием РУО это подтвердил достаточно убедительно.

Литература

1. Осипов В.И., Соколов В.Н., Еремеев В.В. Глинистые покрышки нефтяных и газовых месторождений. М.: Наука, 2001. 238 с.

References

1. Osipov V.I., Sokolov V.N., Eremeev V.V. Clay Cap Rocks of Oil and Gas Fields. M.: Nauka (Science), 2001. 238 p.

Размещено на Allbest.ru