CC BY
75
1. Биопродуктивность евтрофных озер Иркана и Котокель бассейна озера Байкал: сб. науч. тр. ГосНИОРХ; под ред. В.Н. Кузьмича. Л.,1988. Вып. 279. 147 с.
2. Егоров А.Г. Озеро Котокель // Известия Биолого-географического научно-исследовательского института при ИГУ им. А.А. Жданова. Иркутск, 1950. Т. XI. Вып. 1. 40 с.
3. Способ выделения створок диатомовых водорослей из донных осадков для определения их кислородного изотопного состава и реконструкции палеоклимата / Г.В. Калмыч-ков, С.С. Кострова [и др.]. // Геохимия. 2005. № 12. С. 13581360.
4. Фор Г. Основы изотопной геологии / пер. с англ. М.: Мир, 1989. 590 с.
5. A reassessment of late glacial - Holocene diatom oxygen isotope record from Lake Baikal using a geochemical massbalance approach / A.W. Mackay [et al.] // Journal of Quaternary Science. 2011. Vol. 26. N 6. P. 627-634.
6. ENSO and solar activity signals from oxygen isotopes in diatom silica during late glacial-Holocene transition in Central Andes (18oS) / A. Hernandez [et al.] // Journal of Paleolimnology.
ский список
2010. Vol. 44. P. 413-429.
7. GNIP Maps and Animations, International Atomic Energy Agency, Vienna. // IAEA [2001]. URL: http://isohis.iaea.org.
8. Juillet-Leclerc A., Labeyrie L. Temperature dependence of the oxygen isotopic fractionation between diatom silica and water // Earth and Planetary Science Letters. 1987. Vol. 84. P. 69-74.
9. Last glacial-interglacial vegetation and environmental dynamics in southern Siberia: Chronology, forcing and feedbacks / E.V. Bezrukova [et al.] // Palaeogeography, Palaeoclimatology, Pal-aeoecology. 2010. Vol. 296. P. 185-198.
10. Leng M.J., Barker P.A. A review of the oxygen isotope composition of lacustrine diatom silica for palaeoclimate reconstruction // Earth-Science Reviews. 2006. Vol. 75. P. 5-27.
11. Seal R.R., Shanks W.C. Oxygen and hydrogen isotope sys-tematics of Lake Baikal, Siberia: implications for paleoclimate studies // Limnology and Oceanography. 1998. Vol. 43. P. 12511261.
12. Swann G.E.A., Leng M.J. A review of diatom 618O in palae-oceanography // Quaternary Science Reviews. 2009. Vol. 28. P. 384-398.
УДК 622.276.(751.53)
ОСОБЕННОСТИ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
1 л 4
© Л.В. Николаева1, Е.Г. Васенёва2, Е.Н. Буглов3
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
В статье рассматриваются вопросы вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Восточной Сибири и Якутии и причины снижения проницаемости коллекторов. Проанализированы все особенности взаимодействия применяемых буровых растворов с флюидами пласта и возможности избежания негативных последствий для получения потенциально возможных притоков углеводородов. Табл.1. Библиогр.6 назв.
Ключевые слова: месторождения; коллектор; эмульсии; вскрытие пласта; проницаемость.
FEATURES OF DRILLING-IN PRODUCTION HORIZONS AT OIL FIELDS IN EASTERN SIBERIA L.V. Nikolaeva, E.G. Vasenyova, E.N. Buglov
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664074.
The article deals with the problems of drilling-in productive formations at the fields in Eastern Siberia and Yakutia and the causes of decreased reservoir permeability. It analyzes all the features of used drilling fluids interaction with stratum fluids and the options to avoid negative consequences for obtaining potentially possible influx of hydrocarbons. 1 table. 6 sources.
Key words: fields; reservoir; emulsions; drilling-in; permeability.
В настоящее время Восточно-Сибирский регион (Иркутская область, Красноярский край, Республика Саха) является новым перспективным центром развития нефтяной и газовой промышленности в азиатской части страны. На его территории в 70-80-х годах прошлого века разведаны, а сегодня подготавливаются или уже вовлечены в эксплуатацию крупнейшие ме-
сторождения углеводородного сырья: Ковыктинское (с запасами 2,1 трлн м3 газа и 84 млн т конденсата), Ча-яндинское (более 1,2 трлн м3 газа, 70 млн т конденсата и нефти), Ванкорское (включая прилегающие участки с извлекаемыми запасами нефти около 540 млн т), Верхнечонское (201 млн т нефти), Талаканское (более 120 млн т нефти и 60 млрд м3 газа), Юрубчёно-
1 Николаева Людмила Васильевна, кандидат технических наук, доцент кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405256, e-mail: [email protected]
Nikolaeva Lyudmila, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Engineering, tel.: (3952) 405256, e-mail: [email protected]
2Васенёва Елена Георгиевна, старший преподаватель кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405278. Vasenyova Elena, Senior Lecturer of the Department of Oil and Gas Engineering, tel.: (3952) 405278.
3Буглов Егор Николаевич, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: (3952) 405256. Buglov Egor, Postgraduate of the Department of Oil and Gas Engineering, tel.: (3952) 405256.
3
Тахомское (свыше 230 млн т нефти и 380 млрд м газа), Среднеботуобинское (130 млн т нефти, 140 млрд м3 газа) и др.
В последние годы в связи с завершением строительства первой очереди нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» и её выводом на проектную мощность регион становится объектом приоритетного внимания со стороны отечественных и зарубежных компаний в части геологического изучения его недр.
Активизация геологоразведочных работ обусловлена в первую очередь близким расположением трассы нефтепровода от уже известных месторождений и её прохождением по территории, перспективной на наличие углеводородного сырья.
Всё это делает регион весьма привлекательным для инвестиций в открытие и быстрое вовлечение в эксплуатацию новых месторождений нефти, так как при этом существенно снижаются затраты на создание транспортной инфраструктуры, и самое важное, уменьшаются сроки окупаемости проектов за счет резкого сокращения финансовых издержек по доставке исходного продукта потребителю.
В свою очередь, открытие новых месторождений углеводородного сырья зависит от доступности получаемой геолого-геофизической информации о разбуренной толще горных пород и продуктивности скважин. Полные и достоверные сведения могут быть представлены только при условии качественного вскрытия продуктивных пластов бурением [1], которое заключается, прежде всего, в сохранении их естественной проницаемости в прискважинной зоне. Последняя определяется физико-химическими свойствами коллектора и насыщающих его пластовых флюидов, составом и показателями бурового раствора и его фильтрата, величиной репрессии и временем его воздействия на пласты. При существующей в регионе практике строительства скважин для углубки всего ствола, включая и бурение по продуктивным пластам, в качестве бурового раствора повсеместно используются соленасыщенные хлоридно-натриевые рассолы. Применение таких жидкостей обусловлено, прежде всего, наличием мощной толщи каменной соли в отложениях нижнего и среднего кембрия, достигающей 1000 м и более.
Вскрытие продуктивных горизонтов с промывкой насыщенным солью раствором производилось, как правило, при неперекрытых обсадной колонной солевых отложениях. В силу этого, за счет пересыщения раствора и обогащения выбуриваемым шламом его плотность перед входом в коллектор составляла обычно 1,22-1,30 г/см3, что создавало репрессию на пласт в 9-10 МПа и более. Под действием данного значительно высокого перепада давления в продуктивный горизонт поступало большое количество бурового раствора или его фильтрата. Во многих скважинах наблюдалось поглощение очистного агента различной интенсивности - от 1-5 до 10-15 м3/час, а его потери составляли от нескольких десятков кубометров до 200-300 м3 и более. Всё это приводило к большим затратам времени и средств на освоение нефтяных пластов, резкому снижению их продуктивности, а ино-
гда к невозможности получения притоков вообще.
Гидродинамические исследования скважин, показавших промышленные притоки углеводородов, подтверждали ухудшение проницаемости их призабойной зоны по сравнению с удаленной в 2-4 и более раз.
При геологическом изучении недр на многих разведочных площадях Восточно-Сибирского региона в отбираемом из продуктивных пластов керне обнаруживали соль, частично или полностью заполняющую его поровое пространство. В результате этого коллектор имел обычно очень низкую пористость и проницаемость, которые при промывке водой значительно увеличивались. В то же время в данных интервалах при бурении наблюдалось поглощение бурового раствора различной интенсивности.
В настоящее время существуют различные представления о возможном механизме образования солей в поровом пространстве коллектора. Согласно одной из гипотез, они являются цементирующим материалом и образовались в процессе формирования месторождения, поэтому значительная часть его продуктивной толщи принимается непроницаемой, а следовательно, и непродуктивной. Это предположение подтверждается и последними исследованиями, проведенными Тюменским нефтяным научным центром на основе материалов, полученных при бурении новых скважин на Верхнечонском месторождении. Специалистами компании ТЫК-ВР также не отрицается тот факт, что ухудшение коллекторских свойств пластов в значительной степени связано и с процессами вторичного засолонения [4]. Возможность этого явления при формировании залежей нефти и газа в при-контактовых зонах с водонасыщенной частью вполне допустима. Но наряду с этим необходимо учитывать и физико-химические процессы, происходящие при вскрытии и опробовании перспективных горизонтов.
Переосаждение солей может осуществляться не только в водоносных, но и в нефтяных пластах, так как в подсолевых продуктивных песчаниках содержится от 25 до 40% высокоминерализованной пластовой воды. При поступлении в такой горизонт насыщенной солью водной фазы бурового раствора происходит процесс кристаллизации соли при смешении её с пластовой жидкостью, который будет усугубляться ещё и изменением термодинамических условий, неизбежных при вскрытии пласта и освоении.
Промысловые сведения о снижении проницаемости и продуктивности подсолевых песчаников, а также химический состав водных вытяжек кернов, взятых из этих отложений, свидетельствуют о наличии искусственного засолонения пор коллектора. Лабораторные исследования на образцах продуктивных горизонтов, насыщенных различными флюидами, подтвердили предположение о закупорке порового пространства солью и позволили выявить особенности процесса снижения проницаемости [2, 3].
Искусственный характер образования солей применительно к карбонатным трещинным коллекторам отмечали в своих работах Г.Т. Овнатанов, Ю.В. Ва-децкий и др.
Представленные сведения однозначно свиде-
тельствуют о том, что на месторождениях углеводородного сырья Восточно-Сибирского региона снижение продуктивных пластов подсолевых отложений в значительной степени связано с проникновением в них соленасыщенных буровых растворов или их фильтратов. В связи с этим основным условием повышения эффективности поисковых работ является применение таких методов вскрытия, которые обеспечили бы сохранность естественного состояния коллектора и, следовательно, достаточную надежность результатов опробования. Наиболее успешно данная проблема решается при использовании нефильтрую-щихся растворов на углеводородной основе, которые вследствие их высокой эффективности и уникальных технологических свойств находят широкое применение в разведочном бурении. К этому типу промывочных жидкостей относятся системы с дисперсионной средой в виде нефтепродуктов (сырой нефти, дизельного топлива) и дисперсной фазы (битумов, гудронов, жирных кислот и наполнителей: мел, известняк и другие материалы).
Из большинства рецептур, предложенных в нашей стране, наиболее надежной являются известково-битумные растворы (ИБР), но их использование в северных условиях, к сожалению, возможно только в летнее время.
На кафедре нефтегазового дела ИрГТУ разработаны менее трудоемкие в приготовлении растворы на основе загущенной нефти, обладающие свойствами ИБР, которые неоднократно применялись для бурения оценочных скважин в Якутии, на Ковыктинском, Ду-лисьминском, Верхнечонском и других месторождениях углеводородного сырья региона. Во всех случаях для этого использовались местные нефти, от свойств которых в значительной степени зависят добавки других материалов и реагентов. Поэтому в каждой конкретной ситуации необходимо тщательно подбирать рецептуру ИБР и разрабатывать технологию их внедрения в практику строительства скважин.
Характерными особенностями ИБР являются нулевая фильтрация и отсутствие проникновения в мелкопористые среды. Поэтому при вскрытии продуктивного горизонта обеспечивается сохранение естественной проницаемости призабойной зоны пласта.
В динамических условиях из ИБР выделяется некоторое количество фильтрата (углеводородной фазы), а поскольку он имеет одинаковую природу с нефтью, при его вхождении в пласт проницаемость последнего практически не изменяется. Битумная же корка с карбонатным наполнителем, образующаяся на стенках скважины, легко растворяется нефтью или кислотной обработкой. При вскрытии продуктивных горизонтов, представленных трещиноватыми и кавернозными породами, их коллекторские свойства также не подвергаются внешнему негативному воздействию со стороны раствора на углеводородной основе.
Для условий Восточной Сибири и Якутии авторами разработаны эмульсионные растворы (ИЭР) с использованием в качестве эмульгатора эмультала. Промышленными испытаниями установлено, что их применение позволяет сохранять коллекторские свой-
ства подсолевых нефтенасыщенных пластов и обеспечивает сохранение практически потенциальной продуктивности скважин [5].
При внедрении ИЭР на основе местных нефтей авторами впервые была обнаружена возможность получения стабильных растворов без введения в них эмульгатора. В таблице приведены некоторые результаты исследований стабильности образующихся эмульсий, полученных без эмульгатора с нефтями различных месторождений.
Из представленных данных видно, что эмульсии на основе нефтей Средне-Ботуобинского, Даниловского и Верхнечонского месторождений имеют высокую электростабильность (выше 220 В) и при этом не расслаиваются длительное время. Их вязкость значительно выше аналогичного показателя чистой нефти, а фильтрация на приборе ВМ-6 составляет 0-1,5 см3. Эмульгирующую способность нефти характеризует, прежде всего, электростабильность, которая показывает устойчивость эмульсии к фазовому обращению и определяется величиной напряжения на приборе ИЭР-1 в пределах от 0 до 500 В.
Устойчивость эмульсий изменяется в широких пределах и обуславливается разнообразным составом природных эмульгаторов нефтей, к которым в первую очередь относятся асфальто-смолистые вещества - «черные эмульгаторы», соли нафтеновых кислот и тяжёлых металлов, микрокристаллы парафина, твердые частицы минеральных и углистых суспензий и другие. При этом электростабильность ИЭР тем выше, чем больше содержание асфальто-смолистых веществ в нефти.
Из таблицы также видно, что стабильность эмульсий возрастает с увеличением содержания концентрации соли в их водной фазе. Этот факт позволяет авторам выдвинуть гипотезу: низкие дебиты скважин при испытании нефтенасыщенных интервалов на ряде площадей Якутии, традиционно объяснявшиеся высокой вязкостью нефти и низкими пластовыми температурами, действительно определяют возможности освоения продуктивных горизонтов, но они не всегда имеют решающее значение. Подтверждением этому служат, во-первых, результаты исследований физико-химических свойств нефтей Средне-Ботуобинской антеклизы, показавшие, что, несмотря на высокое содержание смол (до 15-20%) и наличие парафина (до 1-2%), температура их замерзания обычно ниже минус 25°С (это значительно меньше пластовых температур на глубинах залегания природных резервуаров с углеводородным сырьем - плюс 10-20°С. Во-вторых, в начале освоения продуктивных интервалов геологического разреза получают достаточно высокие притоки фильтрата бурового раствора, интенсивность которых в процессе очистки скважин существенно снижается.
ПГО «Ленанефтегазгеология» совместно с сотрудниками ИрГТУ была разработана и опробована в одной из скважин, пробуренных на нефтяную оторочку ботуобинского горизонта Средне-Ботуобинского месторождения, новая технология вскрытия и освоения
Состав и показатели инвертных растворов на основе нефтей месторождений Восточно-Сибирского региона
Состав эмульсии, % Показатели раствора
Нефть Вода Насыщенный раствор NaCl Насыщенный раствор CaCl2 Плотность, г/см3 Условная вязкость, с Электростабильность, В
50 50 - - 0,94 не течет 220
65 35 - - 0,93 250 220
65 - 35 - 1,01 270 225
50 50 - - 0,93 120 246
50 - 50 - 1,01 150,5 110
60 - 40 - 0,99 108,0 160
70 - 30 - 0,94 60,0 270
75 25 - - 0,93 75 110
75 - 25 - 1,02 130 239
50 50 - - 0,92 192 118
50 50 - - 0,94 140 53 (расслоение)
70 30 - - 0,82 49 70
65 - 35 - 0,86 290 228
50 50 - - 0,94 136 60 (расслоение)
75 25 - - 0,93 120 43 (расслоение)
75 - 25 - 0,96 142 170
* Вязкость чистых нефтей по СПВ-5 составляет 68-70 с.
продуктивного пласта, направленная на предотвращение образования водонефтяной эмульсии в его призабойной зоне. В итоге удалось получить промышленный приток нефти и впервые отобрать кондиционные пробы для изучения её свойств в пластовых условиях. При этом дебит углеводородного сырья оказался значительно выше - 192 м3/сут. на шайбе 16,0 мм, чем при испытаниях ряда других скважин по стандартной методике [6].
Эти результаты имели принципиальное значение для оценки перспектив выявления промышленных скоплений нефти в пределах Западной Якутии.
Предположение о переосаждении и концентрации солей в поровом пространстве коллектора при использовании соленасыщенных растворов полностью подтверждено результатами вскрытия продуктивного пласта на Ярактинском НГКМ. Так, применение ин-вертной эмульсии на скв. 21 позволило в 10 и более раз увеличить дебит нефти по сравнению с другими скважинами, на которых применялись базовые технологии [3].
Между тем, для вскрытия продуктивных пластов в рассматриваемых регионах чаще всего рекомендуются безглинистые соленасыщенные полимерные системы (биополимерные, асбогелевые и др.), фильтраты которых также образуют эмульсию на контакте с нефтями. Сегодня они используются в первую очередь по причине их несложной утилизации по окончании бурения, несмотря даже на риски получения результатов геологоразведочных работ низкого качества.
Таким образом, реальную перспективу применения в Восточно-Сибирском регионе имеют инвертные растворы, обеспечивающие эффективное вскрытие продуктивных горизонтов и легко разлагающиеся на составные компоненты после выполнения поставленной задачи. В этом направлении сегодня и необходимо проводить исследования с целью предложения производственникам конкретных технологий улучшения технико-экономических показателей бурения и получения потенциальной продуктивности скважин.
Библиографический список
1. Бакин В.Е. К вопросу о перспективах промышленной нефтеносности Якутской АССР. Бюллетень научно-технической информации. Вопросы региональной и нефтяной геологии Якутии. Якутск, 1982.
2. Железнова А.Е., Золотов А.П., Николаева Л.В. О влиянии соленых буровых рассолов на условия отдачи песчаников нижнего кембрия в Приленском районе Иркутской области // Геология нефти и газа. 1973. № 3.
3. Николаева Л.В. Исследование влияния соленасыщенных буровых растворов на проницаемость подсолевых газоне-
фтяных пластов (на примере месторождений Восточной Сибири): автореф. дис. ... канд. техн. наук. М., 1975.
4. Николаева Л.В., Циулин В.М. Эффективность применения инвертных растворов для вскрытия продуктивных пластов на разведочных площадях Якутии. Новосибирск, 1982.
5. Новатор (innovator) / TNK-BP Technolody Magazine. 2011. № 43.
6. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. М.: Недра, 1968.
