Геологические аспекты применения технологии первичного вскрытия сложных карбонатных коллекторов рифея на "управляемом давлении"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Геологические аспекты применения технологии первичного вскрытия сложных карбонатных коллекторов рифея на “управляемом давлении”

A.Vakhromeev, V. Ivanishin, R. Siraev, Irkutsk branch of “RN-Burenie” LLC, R. Ryazapov, “VostSibNEFTEGAS” JSC, Krasnoyarsk city, Ye. Danilova, S. Sverkunov, Irkutsk branch of “RN-Burenie” LLC

Обсуждаются геологическая обоснованность и первые результаты апробации новой технологии первичного вскрытия сложных анизотропных кавернозно-трещиноватых карбонатных коллекторов рифейского возраста на “управляемом давлении” эксплуатационными скважинами с горизонтальным окончанием на Юрубчено-Тохомском нефтегазоконденсатном месторождении в Эвенкии.

There are discussed geological substantiation and first results of new technology approbation of primary opening-up of Riphean complicated anisotropic cavernous-fissured carbonate reservoirs at “controlled pressure” by recovery wells with horizontal end at Yurubcheno-Tokhomskoe oil-gas condensate field in Evenkia.

Уникальное по качеству нефти и крупное по размерам подготовленных запасов - Юрубчено-Тохомское нефтегазоконденсатное месторождение (ЮТМ) характеризуется крайне сложными геолого-технологическими условиями бурения и освоения [1 - 7]. Залежи нефти и газа приурочены здесь к верхней, нарушенной процессами дезинтеграции, толще карбонатных пород рифея, характеризуются сложными трещинными и трещинно-каверновыми коллекторами, в том числе аномальными по проницаемости (АК), гидростатическими на уровне подошвы венда и аномально низкими гидростатическими пластовыми давлениями на уровне подошвы венда и аномально низкими (АНПД) в нефтяной части залежи. С запада и юго-запада залежь ограничена пересечением ВНК с эрозионной поверхностью рифея, являющейся кровлей для толщи коллекторов. По типу залежь антиклинально-стратиграфическая под несогласием, дизъюнктивно и литологически экранированная, массивная. Наибольшая проницаемость коллектора фиксируется вблизи эрозионной поверхности рифейских отложений, а также вблизи ГНК, ВНК и в направлении плоскости простирания активных, открытых трещин достигает нескольких дарси. Основной тип коллектора - трещиновато-кавернозный, причем проницаемы в основном субвертикальные трещины и субгоризонтальные зоны кавернозности по напластованию [5 ,6, 8].

Сегодня Юрубченская залежь - основной обьект кустового эксплуатационного бурения, которое начато в 2010 г. К настоящему времени в пределах первоочередного участка залежи пробурены десять наклонно-направленных скважин, из них девять с горизонтальным окончанием до 1000 м. Основным проблемным объектом бурения на нефть и газ в геологическом разрезе осадочного чехла на ЮТМ многие годы остается целевой объект - продуктивные карбонатные отложения рифея, в котором разведаны основные запасы нефти, газа и газового конденсата. В процессе горизонтального бурения вскрыты зоны аномально-проводимого трещинно-жильного коллектора (АК), ранее не описанного по материалам бурения вертикальных поисково-разведочных скважин.

Для эффективного эксплуатационного бурения остро встает задача оптимизации технологии первичного вскрытия и проводки горизонтального участка по анизотропным трещиновато-кавернозным карбонатным породам рифея. Геологическая обусловленность проблематики бурения наклонных и горизонтальных стволов нефтедобывающих скважин достаточно детально рассмотрена в работах [8-12]. Главными факторами, которые прямо влияют на бурение, осложняя его, следует считать тип коллектора и гидродинамические условия залежи - АНПД в сочетании с высоким газовым фактором (ГФ) и давлением насыщения (P_нас), сопоставимым по величине с пластовым. При вскрытии активной, открытой трещиноватости и зон кавернозности не удается сохранить режим циркуляции, поэтому основная проблема в цикле первичного вскрытия доломитов рифея - это катастрофические поглощения бурового раствора. Под гидродинамическими аспектами, осложняющими бурение по рифею, авторы понимают текущие гидродинамические условия в открытом стволе в процессе бурения (первичного вскрытия коллектора и углубления ствола, при спуско-подъемных операциях, при геофизических исследованиях скважин). В сочетании с реологией открытых, проницаемых трещин, раскрытие которых меняется при колебаниях забойного давления [13], это не позволяет поддерживать циркуляцию в открытом стволе. Замещением по циркуляции на более легкий буровой раствор и минимизацией производительности насосов до 9,5 - 10 л/сек. обеспечивается работа телеметрии. Однако именно это снижение производительности насосов может обусловить проблемы с невыносом шлама, что приведет к посадкам и затяжкам при СПО. Вторичными процессами сформирована крайне сложная, анизотропная по физико-механическим и фильтрационным свойствам среда, одним из главных процессов явилось окремнение пород-коллекторов [6, 7]. Как следствие, фиксируются резкие различия в буримости горизонтального участка. Реальный прогноз распределения проницаемых интервалов разреза (равно как и степень окремнения) дать крайне сложно.

Поэтому современная технология первичного вскрытия, проводки наклонного и горизонтального участков ствола в активно-трещиноватом карбонатном коллекторе должна учитывать геологические, гидродинамические ограничения и гарантировать очистку ствола скважины, призабойной зоны при последующем освоении горизонта. В бурении на репрессии эти проблемы частично решаются регулированием свойств бурового раствора и параметров промывки с учетом эквивалентной циркуляционной плотности, а также переводом ствола скважины при СПО и ГИС на раствор с большей плотностью [5, 9, 12].

Первые скважины с горизонтальным окончанием пробурены на репрессии, от скважины к скважине наработана технология борьбы с зонами поглощения, а значит, и с лучшими по проницаемости интервалами продуктивной толщи в нефтяной ее части. Важно отметить, что при бурении горизонтального участка эксплуатационной скважины в трещиноватых и кавернозных карбонатах допустима только обратимая кольматация, которая сведет к минимуму загрязнение нефтяного коллектора [5, 12, 14]. Наработанная практика бурения первых наклонных и горизонтальных скважин позволила сделать важные, на наш взгляд, выводы. Трещинный и каверново-трещинный коллектор “чутко” реагирует на малейшие изменения статического и динамического давления на открытый ствол именно благодаря второму обьекту воздействия - флюидной системе [12]. Соответственно, одним из важных мероприятий борьбы с поглощениями в процессе бурения по доломитам продуктивной части месторождения является постоянный контроль удельного веса раствора и расхода насосов, т.е. за градиентом текущего давления на забое. Установлено, что интенсивность поглощений в процессе бурения горизонтального участка ствола зависит от плотности проницаемых трещин, уровня проницаемости и величины динамического/статического давления в процессе бурения/наращивания.

Рис. 1. Керн из пилотного ствола, скв. ХХХ

Сопоставляя результаты проходки горизонтального ствола на первых горизонтальных скважинах, отмечено [5, 12], что бурение с кольматацией эффективно в условиях ограниченного поглощения - до 5 - 7 м³/час. В этом случае бурение на ограниченной скорости при минимальной промывке 9,5 - 10 л/с и нагрузке на забой до 6 тонн минимизирует расклинивающий эффект [13], вероятно, возникающий при росте эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП). Небольшая скорость бурения позволяет эффективно кольматировать вскрытые трещины и небольшие каверны сразу уже в процессе углубления скважины. Однако вскрытие зон аномального коллектора, предположительно трещинно-жильного и трещинно-карстового генезиса, приводит к катастрофическим поглощениям и потере циркуляции. Кольматация таких зон малоэффективна [14]. Один из аргументов, который можно привести в дискуссии о параметрах проницаемости зон АК, является размер частиц кольматантов, которые входят в состав пачек ВУС (вязко-упругий состав), закачиваемых в призабойную зону пласта. Очевидно, что уход в зону трещиноватости гранулированных частиц размером до 2 мм, до 5 мм в общем объеме наполнителя - это прямое подтверждение линейных размеров просвета принимающих трещин и каверн. Стратегическим выходом может быть только кардинальная смена применяемой технологии первичного вскрытия на технологию “на депрессии”.

Детальная проработка вариантов подбора более щадящих режимов гидродинамического воздействия на забой, на трещинную гидродинамическую систему Юрубченской залежи показывает актуальность внедрения технологии бурения с “управляемым давлением” (MPD). Как одна из вариаций технологии бурения на депрессии [15], MPD может быть представлена как система с закрытым контуром, позволяющая управлять давлением кольцевого пространства, регулируя гидродинамическое воздействие на продуктивную толщу на уровне или немного выше порового давления коллектора для предотвращения притока в затрубное пространство. Рассматривая MPD применительно к каверново-трещинному коллектору, в качестве базового плюса декларируется снижение репрессии на продуктивный пласт до равновесия. Технология должна обеспечивать создание равновесия как в статике, так и в динамике, при дополнительном воздействии динамической составляющей. Суммарное воздействие на забой оценивается расчетным путем через параметр ЭЦП. Дросселированием потока затрубной циркуляции мы регулируем в динамике текущее давление на забое с задачей обеспечить дальнейшую проводку горизонтального ствола “на равновесии”.

Рис. 2. График бурения горизонтального ствола большой протяженности 1000 м (красная линия - глубина в метрах) и интенсивности поглощения (синяя линия) в процессе бурения на “управляемом давлении” (Юрубчено-Тохомское НГКМ, Юрубченская залежь, рифей)

Впервые на Юрубчено-Тохомском НГКМ по технологии “управляемого давления” (MPD) в 2012 г. пробурен участок горизонтального ствола протяженностью в 1000 метров в эксплуатационной скважине “ХХХ”. Предполагалось, что главным эффектом благодаря отказу от кольматанта будет сохранение проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП). И обеспечение удельного дебита нефти выше, чем на первых горизонтальных скважинах, пробуренных по традиционной технологии, с кольматантом. Будут более информативны ГИС, проведенные в “чистом” стволе. “Равновесие” уменьшит интенсивность поглощения и позволит бурить на балансе приток/поглощение, суммарный объем поглощений уменьшится. Безусловно, выше безопасность проводки горизонтального ствола.

Обсуждение результатов. Керн в пилотном стволе скважины (рис. 1) с уровня горизонтального ствола представлен доломитом коричневато-серым, мелко-тонкозернистым, массивным, трещиноватым, местами мелко-кавернозным. Бурение скважины “ХХХ” на MPD производилось в тех же осложняющих условиях, с теми же факторами, общими для продуктивной толщи. Качество вскрытия трещиноватых зон и сохранения проницаемости ПЗП и истинного дебита/продуктивности оценить не удалось (до момента испытания/освоения скважины). Объем поглощения в процессе бурения не уменьшился, а реально сопоставим с самыми высокодебитными горизонтальными скважинами и составил более 1500 м³ на горизонтальный ствол. Это объясняется сложным характером гидродинамических процессов в горизонтальном стволе, протекающих при изменении внешних условий - переходах в бурении от циркуляции к проявлению при частичном и полном поглощении. Очевидно, при углублении горизонтального ствола (рис. 2) происходит последовательное вскрытие трещиноватых и проницаемых зон и увеличение суммарной проницаемости забоя/открытого ствола. При этом зоны поглощения, которые в традиционной технологии бурения последовательно кольматировались в ПЗП, здесь, в “ХХХ” скважине, благодаря применению MPD, сохранены и суммарно обеспечили рост интенсивности поглощения при углублении горизонтального ствола. Из рис. 2 видно, что в определенные моменты интенсивность поглощения (угол наклона синей кривой - показано синими стрелками) при углублении скважины увеличивалась, что говорит о вскрытии новых зон трещиноватости. Для регулирования гидродинамических условий на забое (ЭЦП) давление на забой снижалось через устьевое оборудование (дроссель). Это позволяло продолжить углубление скважины (красная линия). В то же время интенсивность поглощения при углублении скважины непрерывно росла даже после регулировки забойного давления. Это может указывать на то, что по всей длине горизонтального ствола ЭЦП распределяется неодинаково, постепенно увеличиваясь к забою. При достигнутом равновесии в начале горизонтального ствола далее к забою ЭЦП увеличивается, и происходит поглощение в призабойных трещинах.

Рис. 3. Выделение трещиноватости в горизонтальном стволе скв. ХХХ, ЮТМ (по данным UBI и Sonic Scanner, в сопоставлении с литологией)

залежь бурение трещиноватость ствол

По данным UBI, на основе качественных и количественных характеристик интервальных и одиночных трещин весь открытый ствол протяженностью 1077 м выделен как единая зона трещиноватости (рис. 3). Первые 200 м в начале ствола характеризуются преимущественно залеченной трещиноватостью, далее начались первые поглощения. Несмотря на общую трещиноватость карбонатов в горизонтальном стволе, по результатам анализа данных ГИС выделены интервалы с наибольшей плотностью трещин: 2900 - 3060 м; 3100 - 3160 м; 3170 - 3340 м; 3360 - 3640 м; 3660 - 3820 м. Интервалы наибольшей плотности трещин соответствуют интервалам с наибольшей интенсивностью поглощений/проявлений при бурении и коррелируют с трещиноватостью в керне, за исключением интервала 2900 - 3060 м, при бурении которого поглощений раствора не наблюдалось. Углы падения трещин изменяются в пределах 16 - 89° с преобладающим углом падения 70 - 80°. Направления простирания трещин cеверо-восток - юго-запад (30 - 50°), юго-восток - северо-запад (140 - 170°). Крайне важно, что впервые при бурении по новой технологии, технологии MPD, проницаемые интервалы, по данным бурения, прослежены по всей длине горизонтального ствола, за исключением первых 200 м, и в дальнейшем цикле освоения нет оснований сомневаться в истинной проницаемости вскрытых пород-коллекторов.

Выводы

Внедрение в практику бурения горизонтальных стволов технологии “на управляемом давлении” действительно является прогрессивным шагом оптимизации процесса первичного вскрытия и освоения нефтяной залежи применительно к сложному типу карбонатного коллектора в условиях АНПД [15], по этой технологии пробурена первая на ЮТМ нефтедобывающая скважина с горизонтальным окончанием в 1000 м. Технология MPD позволяет более “тонко” регулировать текущий градиент забойного давления в основных циклах бурения скважины и поэтому является радикальным шагом по сохранению истинной проницаемости ПЗП, минимизации поглощений и получению в итоге “истинных” дебитов нефти. Подтверждено, что интервалы наибольшей плотности трещин по ГИС (UBI) соответствуют интервалам с наибольшей интенсивностью поглощений/проявлений при бурении и коррелируют с трещиноватостью по керну. По данным бурения, проницаемые интервалы прослежены практически по всей длине горизонтального ствола.

Впервые для Юрубченской залежи зафиксирован процесс одновременного поглощения и проявления в открытом стволе, несмотря на тщательный контроль гидродинамического равновесия через регулирование устьевого затрубного давления. Несомненно, что эти процессы усиливаются гидродинамическими особенностями залежи (высокий ГФ, АНПД и P_нас = P_пл); благодаря переходу нефтерастворенного газа в свободную фазу и двухфазному восходящему потоку в затрубном пространстве, что приводит к расширению газа по мере его продвижения вверх и облегчению БР. Окончательные выводы по геологической эффективности внедрения новой для ЮТМ технологии MPD будут сделаны по результатам цикла испытания горизонтального ствола. Очевидно, что MPD обеспечивает возможность тонкого контроля за максимально допустимым снижением удельного веса бурового раствора. Уменьшая репрессию на призабойную зону в интервале открытого ствола, мы снижаем интенсивность поглощений. Минимально допустимая производительность буровых насосов, обеспечивающая работу телесистемы, - еще одно важное практическое решение по снижению динамического воздействия на призабойную зону.

В процессе горизонтального бурения вскрыты зоны аномального коллектора. Для бурения горизонтального ствола большой протяженности зоны улучшенных и аномально-проницаемых коллекторов - самые проблемные, поэтому технология первичного вскрытия должна быть доработана под объект, который может характеризоваться катастрофическими поглощениями. Установлено, что “технология управляемого давления” не позволяет на практике бурить по продуктивному нефтяному пласту в режиме депрессии из-за открытой системы очистки - при этом высокий газовый фактор создает опасные условия работы.

В части сокращения сроков строительства, снижения общего объема поглощенного БР технология бурения с “управляемым давлением” пока не принесла ожидаемых результатов. Однако уже по первому объекту апробации этой технологии явно виден прирост суммарной проницаемости вскрытого горизонтом коллектора. Это аргумент в пользу ее доработки в части снижения ЭЦП (текущего забойного давления - технология бурения на депрессии) в бурении и в части применения закрытой системы очистки бурового раствора.

Литература

1. Трофимук А.А. Куюмбино-Юрубчено-Тайгинское газонефтяное месторождение-супергигант Красноярского края. Новосибирск, 1992.

2. Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления - важный объект концентрации региональных и поисково-разведочных работ в верхнем протерозое Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / А.А. Конторович, А.Э. Конторович, В.А. Кринин и др. // Геология и геофизика. 1998. №11.

3. Фукс Б.А., Иванов Я.А., Фукс А.Б., Битнер А.К., Конторович А.А. Результаты гидродинамических исследований карбонатных нефтяных пластов Юрубчено-Тохомского месторождения // Геология и геофизика. 1997. т. 38, №7.

4. Макаров А.Н. Упругодеформационные и фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пород рифея Юрубчено-Тохомского месторождения //Геология нефти и газа. 2004. №5.

5. Siraev R.U., Nikitenko V.Y., Ivanishin V.M., Burmistrov I.A. Ways of the decision of geology-technological problems at opening rifewcarbonate adjournment UTM // 2-th Irkutsk International Conference GEOBAIKAL-2012. Irkutsk. 2012.

6. Кутукова Н.М. Модель рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомской зоны // Научно-технический вестник ОАО “НК “Роснефть”. 2009. №3. С. 6 - 10.

7. Кутукова Н.М., Бирун Е.М., Малахов Р.А. и др. Концептуальная модель строения рифейского природного резервуара Юрубчено-Тохомского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2012. №11. С. 4 - 7.

8. Вахромеев А.Г., Сираев Р.У., Иванишин В.М. и др. Геологическая обусловленность проблемных аспектов бурения нефтедобывающих скважин на Юрубчено-Тохомском НГКМ, Эвенкия. Инновационные решения в строительстве скважин / Тезисы Всероссийской научно-технической конференции. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С. 41 - 45.

9. 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. Тезисы Всероссийской научно-технической конференции. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С. 38 - 41.

10. Никитенко В.Ю., Сираев Р.У., Иванишин В.М., Вахромеев А.Г. Эксплуатационное бурение рифейских карбонатов на Юрубчено-Тохомском НГКМ - практика и результаты борьбы с геологическими осложнениями // Инновационные решения в строительстве скважин. Тезисы Всероссийской научно-технической конференции. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С. 46 - 50.

11. Vakhromeev A.G. & Co / first deep horisontal boreholes drilling and pumping for oil extraction at the Urubcheno-Tohomskoe oil-gas-condensate / 5th Saint Petersburg International Conference & Exhibition 2012. Saint Petersburg 2012.

12. Иванишин В.М., Сираев Р.У., Разяпов Р.К. и др. Новые технологии в проводке нефтедобывающих скважин с горизонтальным окончанием в анизотропных карбонатных коллекторах (на примере Юрубчено-Тохомского НГКМ) // Вып. №6 (65). Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2012. С. 32 - 38 .

13. Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Разяпов Р.К. и др. Гидродинамическое моделирование первоочередного участка разработки Юрубчено-Тохомского месторождения с учетом геомеханического эффекта смыкания трещин / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. 2011. №4. С. 104 - 107.

14. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: ТАУ, 1999. 408 с.

Размещено на Allbest.ru