CC BY
85
УДК 550.822.7
АНАЛИЗ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ БУРЕНИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ НА ДАНИЛОВСКОЙ ПЛОЩАДИ, НЕПСКИЙ СВОД
© Р.У. Сираев1, С.А. Сверкунов2, Е.М. Данилова3, А.К. Сотников4, А.Г. Вахромеев5
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова , 83.
Приведены результаты бурения поисково-оценочных и разведочных скважин на Даниловской площади, Непский свод. Проведен анализ результатов исследований. Выявлены закономерности, характеризующие горно-геологические условия. Рассмотрены варианты оптимизации конструкции скважин. Ил. 2. Библиогр. 12 назв.
Ключевые слова: разведочное бурение; горно-геологические условия; конструкция скважин.
ANALYSIS OF MINING AND GEOLOGICAL CONDITIONS OF EXPLORATORY WELL DRILLING FOR OIL AND GAS IN DANILOVSKAYA AREA, NEPSKY ARCH
R.U. Siraev, S.A. Sverkunov, E.M. Danilova, A.K. Sotnikov, A.G. Vakhromeev
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The article presents the results of drilling prospecting-appraisal and exploration wells in the Danilovskaya area, the Nepsky arch. It gives the analysis of the research results, identifies the regularities characterizing mining and geological conditions and considers the optimization variants of well designs. 2 figures. 12 sources.
Key words: exploratory drilling; geological conditions; construction of wells.
Выбор конструкции глубокой скважины на нефть и газ основан на анализе совмещенного графика давлений, при составлении которого геологический разрез разделяют на интервалы с технологически совместимыми и несовместимыми условиями бурения, в первую очередь по пластовым (поровым) давлениям и давлениям гидроразрыва (начала поглощения). Несовместимые интервалы разобщают обсадными колоннами. То есть определяющим условием успешного бурения являются горно-геологические условия проводки скважины. На примере Даниловского лицензионного участка рассмотрим типовые конструкции разведочных скважин на нефть и газ применительно к геологическому разрезу севера и северо-запада Не-пского свода [5, 6, 7].
На сегодняшний день на Даниловском лицензионном участке пробурены две поисково-оценочные скважины - № 71, 72 и одна разведочная скважина №73.
Выбор конструкции скважины осуществлялся исходя из опыта строительства скважин на Верхнеи-черской, Даниловской, Преображенской, Западно-Чонской, Верхнечонской площадях, а также с учетом результатов бурения скважин № 71, 72 на Даниловском ЛУ, № 4, 5 на Санарском ЛУ, № 4, 5, 6 на Преоб-
раженском ЛУ, № 6, 7, 8, 9 на Могдинском ЛУ, № 1, 2 на Восточно-Сугдинском ЛУ, Западно-Чонской-1 с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (М., 2003). Основной критерий при разработке конструкции скважины - обеспечение сохранности и безопасности скважины как инженерного сооружения на максимально возможный период эксплуатации объекта. Конструкция скважины выбрана исходя из проектной глубины, способа проводки, геологического разреза, пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород, наличия осложнений, допустимой величины выхода из-под башмака предыдущей обсадной колонны (рис. 1). Конструкция скважины учитывает необходимость обеспечения отбора керна, проведения полного комплекса геофизических и гидродинамических исследований в открытом стволе и колонне. При выборе конструкции скважины был принят нефтяной ряд соотношений диаметров долот и диаметров обсадных колонн. Учитывая слабую изученность разреза, конструкция скважины предусматривает запасной диаметр в случае непредвиденных геологических осложнений [1, 2, 4].
Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм устанавливается от устья до проектной глубины с целью надежной изоляции продуктивных горизонтов и
1Сираев Рафаил Улфатович, аспирант. Siraev Rafail, Postgraduate.
2Сверкунов Сергей Александрович, аспирант, тел.: 89500505386, e-mail: [email protected]
Sverkunov Sergey, Postgraduate, tel.: 89500505386, e-mail: [email protected]
3Данилова Елена Михайловна, аспирант.
Danilova Elena, Postgraduate.
4Сотников Артем Константинович, аспирант.
Sotnikov Artem, Postgraduate.
5Вахромеев Андрей Гелиевич, профессор кафедры нефтегазового дела, доктор геолого-минералогических наук. Vakhromeev Andrei, Professor of the Department of Oil and Gas Business, Doctor of Geological and Mineralogical sciences.
проведения их раздельного испытания. Выбор указанного диаметра эксплуатационной колонны обусловлен следующими факторами:
• При вскрытии вендских отложений в условиях наличия зон трещиноватости и различий градиентов пластового давления возможно полное поглощение бурового раствора, а также обвалы стенок скважины, что может привести к аварии либо интенсивному ГНВП, ликвидация которых потребует спуска дополнительной колонны (хвостовика). Смежный диаметр спускаемой в этом случае колонны - хвостовика (114,3 мм) позволит выполнить необходимый комплекс исследований в отложениях венда и вскрытой части фундамента.
• Термодинамические условия площади являются неблагоприятными - прогнозная температура продуктивной части разреза составляет 18-22°С, что обусловливает высокую вероятность гидратообразо-вания при освоении скважины. Увеличенный объем скважинного пространства улучшает условия проведения работ в скважине, уменьшает риск образования кристаллогидратов.
• Диаметр эксплуатационной колонны, равный 168 мм, позволяет осуществить реконструкцию скважины бурением дополнительных стволов с использованием современных эффективных технологий.
Бурение под эксплуатационную колонну осуществляется долотами диаметром 215,9 мм, отбор керна - бурголовкой БИТ 215,9/100 либо аналогами отечественного или импортного производства. Интервал бурения под эксплуатационную колонну 16341830 м. Бурение под эксплуатационную колонну осуществляется на КС1-полимерном растворе плотностью 1,21 г/см3. Эксплуатационная колонна составляется из труб ОТТГ, цементируется прямым способом в две ступени, подъем цемента - до устья. В интервале залегания продуктивных пластов используется тампо-нажный раствор с низким показателем фильтрации на основе цемента ПЦТ-1-С [8, 9].
Промежуточная колонна диаметром 244,5 мм устанавливается от устья до глубины 1634 м с целью перекрытия трещиноватых, кавернозных пород и со-леносных отложений в литвинцевской, ангарской, бу-лайской, бельской и усольской свитах, возможных газонефте- водопроявлений из продуктивных горизонтов этих свит, а также осинского горизонта с возможным АВПД. Бурение под промежуточную колонну осуществляется долотами диаметром 295,3 мм, отбор керна - бурголовками БИТ 215,9/100 либо аналогами отечественного или импортного производства. Промывочная жидкость - соленасыщенный по NaCl раствор плотностью 1,53 г/см3. Интервал бурения под промежуточную колонну 536-1634 м. Промежуточная колонна устанавливается от устья до верхней части тэтэрской свиты, составляется из труб ОТТМ. Цементируется промежуточная колонна прямым способом в две ступени, подъем цемента - до устья. На промежуточную колонну устанавливается противовыбросовое оборудование [10].
Кондуктор диаметром 323,9 мм устанавливается
от устья до глубины 536 м с целью полного перекрытия неустойчивых пород и зон интенсивного поглощения бурового раствора в верхоленской-илгинской и верхней половине литвинцевской свит. Глубина спуска кондуктора определена из условия предотвращения гидроразрыва горных пород под башмаком этой колонны при закрытом превенторе в случае ликвидации флюидопроявления из осинского горизонта при бурении под промежуточную колонну.
С учетом физико-механических свойств пород разреза, низких коллекторских свойств пород осинско-го горизонта башмак кондуктора устанавливается в плотных доломитах литвинцевской свиты на глубине 536 м. Кондуктор составляется из труб ОТТМ. Интервал бурения под кондуктор 150-536 м. Бурение под кондуктор производится долотом диаметром 393,7 мм на полимер-глинистом растворе плотностью 1,10 г/см3. Цементирование кондуктора - прямое, при наличии зон поглощения - комбинированное. Цементируется кондуктор двумя порциями тампонажного раствора, облегченного и нормальной плотности -соответственно 1,56 и 1,85 г/см3. Подъем цемента - до устья. На кондуктор устанавливается противовыбро-совое оборудование.
Направление диаметром 426,0 мм устанавливается от устья до глубины 150 м с целью перекрытия рыхлых, неустойчивых четвертичных и ордовикских отложений, неустойчивых
поглощающих пород верхоленской-илгинской свит для предотвращения размыва устья скважины. Направление составляется из труб НОРМКБ. Бурение под направление осуществляется долотом диаметром 508,0 мм. Бурение под направление производится на полимер-глинистом растворе плотностью 1,08 г/см 3 с повышенной вязкостью (УВ=60-80 с). Цементирование направления прямое до устья, при наличии зон поглощения - комбинированное.
При бурении скважин возникали проблемы, вызванные причинами геологического характера, а именно:
• При бурении под техническую колонну скв. №72 на глубине 513-525 м наблюдалось поглощение бурового раствора в интервале келорского горизонта литвинцевской свиты интенсивностью 4-6 м3/ч.
• Кавернообразование в интервале бурения усольской свиты, связанное с размывом солей.
• В интервале усольской свиты скв. №72 на глубине 1570 м получена затяжка бурильной колонны.
• Задокументировано АВПД в осинском горизонте усольской свиты. При вскрытии осинского горизонта скв. №71 (кровля 1605 м) отмечено превышение фактического пластового давления (233 атм.) по отношению к проектному значению (199 атм.).
• Близкие к гидростатическим пластовые давления в продуктивных горизонтах, залегающих ниже отложений тетерской свиты.
• Конструкция пробуренных скважин включает направление, кондуктор, техническую и эксплуатационную колонну и позволяет перекрывать технической колонной интервал от кровли ангарской свиты до
усольских солей, включая осинский горизонт.
Авторский коллектив проработал задачу облегчения традиционной конструкции поисково-разведочной скважины в варианте исключения технической колонны. Рассмотрены возможные последствия бурения и первичного вскрытия продуктивных нефтегазоносных горизонтов. Отметим важные геологические факторы, которые необходимо принять во внимание. Максимальный градиент пластового давления в разрезе задокументирован в осинском горизонте усольской свиты и составляет 1,33 (скв. № 71 Даниловская). Начиная с этой скважины последующие проектировались с уточнением, увеличением градиента пластового давления и соответственно величины градиента давления, создаваемого весом бурового раствора (рис. 1) [3]. На сегодня принят градиент пластового давления 1,48 и градиент давления бурового раствора 1,56 (проект на строительство скв. № 73 Дан). Так как все продуктивные горизонты ниже осинского горизонта (усть-кутский, преображенский, верхнечонский) будут в этом случае вскрываться из-под башмака кондуктора, бурение необходимо производить на максимальной плотности бурового раствора, определенной по градиенту давления осинского горизонта. В связи с этим:
• Возможно поглощение в нижележащих продуктивных горизонтах в цикле первичного вскрытия в связи с большой репрессией на пласты (ориентиро-
вочно более 20% от пластового давления в подсоле-вой). Расчет для Дан 72: 1,4/1,14=1,23 (23%); для Дан 73: 1,56/1,14=1,37 (37%), где 1,14 кг/см2/м - градиент наибольшего пластового давления в интервале эксплуатационной колонны. Однако это оценка расчетной величины репрессии для условий вскрытия усть-кутского горизонта. Для нижележащих нефтегазоносных горизонтов с давлением, близким к гидростатическому, величина расчетной репрессии превышает 50%.
• В случае утяжеления бурового раствора до величины 1,35 г/см возможно утяжеление БР мелом и вероятна обратимость кольматации ПЗП основных продуктивных горизонтов ниже осинского. Однако, поскольку на практике плотность бурового раствора (при расчете по осинскому горизонту) будет выше 1,33-1,35 г/см3, утяжеление бурового раствора будет производиться баритом. Это повлечет необратимую кольматацию призабойной зоны пласта кислото-нерастворимым наполнителем на большой репрессии, который практически не извлекаем из пласта. Данный факт может оказать влияние на фильтрационные свойства всех вскрываемых бурением горизонтов (ниже осинского), что может повлиять на искажение геологических данных по скважине (искажение реальных дебитов либо полное отсутствие притоков нефти и газа из нижележащих продуктивных горизонтов).
Рис. 1. Скважина №72 Даниловского ЛУ. Геолого-геофизическая характеристика разреза осадочного чехла в интервале спуска башмака технической колонны
• В случае получения притока газа и ГНВП при бурении продуктивных пластов ниже башмака кондуктора возможен гидроразрыв пласта под башмаком кондуктора и как результат - межпластовые перетоки. При работе продуктивных пластов газом (по опыту испытания предыдущих скважин) устьевое давление при закрытом устье достигало 140 атм. Расчетное давление гидроразрыва под башмаком кондуктора, глубина 540 м, будет 97 кгс/см2, гидроразрыв в открытом стволе неизбежен. Расчет показывает минимальную глубину спуска технической колонны - 957,5 м. Эта особенность горно-геологических условий, безусловно, должна учитываться при составлении проекта и выборе конструкции скважины проектной организацией [11,12].
Расчёт глубины спуска промежуточной колонны. Минимально необходимую глубину спуска промежуточной колонны определим исходя из условий предотвращения гидроразрыва пород в необсаженном
стволе скважины при закрытии устья в случае открытого фонтанирования газом:
1,05 х Р х L
Р)
= 957,5 м,
Нк =--,
0,95 х Ггрп х L -1,05(Рп
где Ггрп - градиент гидроразрыва пород, залегающих в предполагаемом интервале спуска обсадной колонны, кгс/см2/м; Рпл - пластовое давление проявляющего пласта, кгс/см2; 1_ - глубина кровли проявляющего пласта, м.
Исходные данные для расчета: Гпл = 0,97 кгс/см2/м - градиент пластового давления;
Ггрп = 0,179 кгс/см2/м - градиент давления
гидроразрыва; Рпл = 176,2 кгс/см2 - пластовое давление; 1_ = 1815 м - глубина скважины; Ру = 140 кгс/см2 - устьевое давление.
Условные обозначения:
градиент пластового дааления, кг/смг на Юм градиент давлении ГРП.хг/см' на 10м проектная плотность бурового раствора, г/см1
интервал цементирования обсадных колонн зоны совместимости условий бурения
Рис. 2. График совмещенных давлений и конструкция разведочной скважины Даниловская №73
Ру получено при испытании Преображенского горизонта на скважине №73 Даниловского ЛУ. Минимально необходимая глубина спуска технической колонны 957,5 м определена исходя из условия предотвращения гидроразрыва пород в необсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае фонтанирования газонасыщенного пласта.
Выводы. В 2014 г. бурением поисковой и разведочной скважин на Даниловском ЛУ будут решаться геологические задачи поискового и разведочного бурения. Реальные горно-геологические условия в солевой и подсолевой формациях не позволяют вскрывать
продуктивные горизонты с АВПД (осинский, усть-кутский) и нижележащие продуктивные с градиентом пластового давления, близким к нормальным (0,99— 1,03) (рис. 2). С одной стороны, это риск ГНВП и нарушение ПБ в бурении, с другой - риск неполучения истинных дебитов нефти и газа, потеря геологической информации и риск занижения извлекаемых запасов нефти и газа. Исключение технической колонны из конструкции нефтегазовой скважины приведет к неоправданным рискам, поэтому поиск оптимизации проектных решений желательно вести на основании других концептуальных подходов.
Библиографический список
1. Об открытии новой нефтяной залежи на Даниловской разведочной площади / А.Г. Вахромеев [и др.] // Известия Сибирского отделения секции наук о Земле РАЕН. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. 2011. №2 (39). С.253-257.
2. Ivanishin V.M., Siraev R.U., A.G. Vahromeev. Analysis and conception of oil -drilling development of Eastern ria (Urubcheno-Tokhomskoe oil field).//2-th Irkutsk International Conference GEOBAIKAL- 2012. Irkutsk, 2012. (Extended Abstracts).
3. Е.М. Danilova, D.G. Nisamov, A.G. Vakhromeev Optimization of complex geophysical studies of wells in carbonate oil and gas fields of the Siberian platform. 2-th Irkutsk International Conference GEOBAIKAL- 2012. Irkutsk, 2012. (Extended Abstracts).
4. Строение и нефтегазоносность карбонатных резервуаров Сибирской платформы: сб. науч. тр. Новосибирск: СНИ-ИГГиМС, 1991. 151 с.
5. Шемин Г.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы (Непско-Ботуобинская, Байкитская антеклизы и Катангская седловина). Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2007. 467 с.
6. Шемин Г.Г. Ерёминско-Чонская нефтяная залежь в преображенском карбонатном горизонте венда Непско-Ботуобинской НГО - крупнейший объект по подготовке запасов и добычи углеводородного сырья вблизи нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» // Геология и минерально-сырьевые ресурсы Сибири. 2010. №1.С. 40-52.
7. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная
область добычи нефти и газа на Востоке СССР / под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова, А.А. Трофимука. Новосибирск: Наука, 1986. 245 с.
8. Комплекс технологических решений и оценка их эффективности при эксплуатационном бурении карбонатных отложений Юрубчено-Тохомского месторождения / Сираев Р.У. [и др.] // Инновационные решения в строительстве скважин: тез. Всероссийской науч.-техн. конф. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. С. 38-41.
9. Новые технологии в проводке нефтедобывающих скважин с горизонтальным окончанием в анизотропных карбонатных коллекторах (на примере Юрубчено-Тохомского НГКМ.) / В.М. Иванишин [и др.]. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2012. №6 (65). С.32-38.
10. Siraev R.U. & Co. Ways of the decision of geology-technological problems at opening rifewcarbonate adjournment UTM.// 2-th Irkutsk International Conference GEOBAIKAL- 2012. Irkutsk, 2012.
11. Леонов Е.Г., Федин Д.С. Совершенствование методики построения совмещенного графика давлений для скважин с наклонными и горизонтальными участками ствола // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2013. №5. С. 15-21.
12. Сверкунов С.А., Сираев Р.У., Вахромеев А.Г. Горногеологические условия первичного вскрытия бурением карбонатного продуктивного пласта рифея на первоочередном участке разработки Юрубчено-Тохомского месторождения // Вестник Иркутского государственного технического университета. 2013. №11. С. 120-124.
