Повышение качества вскрытия продуктивного пласта ЮК2–4 на Сыньеганском месторождении



Черносланцевый комплекс представлен на Красноленинском своде отложениями трех свит — Абалакской, Тутлеймской (Баженовской) и Фроловской, отложения которых составляют единую генетическую последовательность. Наименее устойчивыми являются, нижняя часть Фроловской свиты и Абалакская свита. Полученный опыт бурения показывает, что породы в проблемных интервалах склонны к разрушению по двум типам.

− обрушение при низком противодавлении на пласты.

− нестабильность вследствие проникновения фильтрата бурового раствора вглубь породы — капиллярный эффект, фильтрация, диффузия и т. д.

Высокая кавернозность интервала доказывает вероятность интенсивного диспергирования породы при контакте с фильтратом бурового раствора и разрушение в результате переноса давления (возникновение высоких напряжений вокруг ствола скважины).

Проблема нестабильности аргиллитов актуальна на всей территории Красноленинского свода. Такие отложения, как правило, являются наиболее сложными для бурения с точки зрения обеспечения стабильности по ряду причин:

− Низкая механическая прочность породы и, как следствие, восприимчивость к механическому воздействию бурильного инструмента и гидродинамических колебаний в скважине.

− Высокая естественная трещиноватость и слоистость структуры. Это приводит к тому, что фильтрат бурового раствора буровой раствор легко проникает вглубь породы и переносит забойное давление.

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов продуктивных пластов Сыньеганского месторождения определены по результатам лабораторных исследований керна, материалам геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов согласно общепринятой методике.

Таблица 1

Стратиграфический разрез скважины, интервалы осложнений

Глубина залегания,м			Стратиграфическое подразделение название
от (кровля)	до (подошва)
2000		2680	фроловская свита
2680		2720	верхнетутлеймская подсвита
2720		2750	нижнетутлеймская подсвита
2750		2770	абалакская свита
2770		2870	тюменская свита

Литологическая характеристика разреза, стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т. п.)

Интервал от 2000–2680 м аргиллиты от тонкоотмученных до слабоалевритистых, с прослоями алевролитов, песчаников, глинистых известняков. Встречаются конкреции сидерита, обугленный детрит, редкие остатки пиритизированных водорослей, рыбный детрит. Интервал от 2680–2720 м верхнетутлеймская подсвита сложена аргиллитами, прослоями слабо битуминозными, с остатками ихтиофауны. Интервал от 2720–2750 м нижнетутлеймская подсвита сложена аргиллитами тонко-отмученными, битуминозными с прослоями глинистых известняков. Отмечается пирит, фосфатные конкреции, остатки рыб, отпечатки двустворок и аммонитов. Интервал от 2750–2770 м аргиллиты, преимущественно тонкоотмученные, в разной степени глауконитовые. Отмечаются многочисленные стяжения пирита, глинисто-карбонатные стяжения. В верхней части прослеживается горизонт манганокальцитовых конкреций, обогащенный глауконитом, рострами белемнитов. Часто породы биотурбированы. Встречаются многочисленные остатки двустворок, аммонитов, пиритизированные водоросли. Интервал 2770 до 2870 метров верхняя подсвита сложена аргиллитами, чередующимися с песчаниками и глинистыми алевролитами. Характерен обильный углистый детрит, корни растений, пирит. Средняя подсвита представлена чередованием аргиллитов, иногда углистых, с глинистыми песчаниками. Встречаются линзы и прослои углей. Нижняя подсвита представлена переслаиванием песчаников, алевролитов глинистых с аргиллитами. В верхней части подсвиты встречаются прослои углей.

При бурении скважин на Сыньеганском месторождении с целью эксплуатации пласта ЮК_2–4 возникает множество осложнений, которые увеличивают сроки строительства скважин и могут привести к потере ствола. В процессе бурения нарушается равновесие пород, слагающих стенки скважин. Устойчивость стенок зависит от исходных прочностных характеристик горных пород, их изменения во времени под действием различных факторов. Большая роль здесь принадлежит процессу промывки и промывочному агенту.

Разработка основных направлений по повышению качества вскрытия продуктивного пласта ЮК_2–4.

Проблема нестабильности аргиллитов актуальна на всей территории Красноленинского свода. Такие отложения, как правило, являются наиболее сложными для бурения с точки зрения обеспечения стабильности по ряду причин:

− Высокая инертность породы к химическому взаимодействию, что снижает эффективность химического ингибирования.

− Осложненные геологические условия с АВПД

− Загрязнение продуктивного пласта ЮК_2–4 при вскрытии.

Для повышения устойчивости ствола горизонтальных скважин при бурении под эксплуатационную колонну и хвостовик и необходимо применить низкоминерализованный буровой раствор УНМБР. Дообработка пресного бурового раствора для бурения под эксплуатационную колонну до рецептуры УНМБР 2, для бурения под хвостовик проводилась реагентами-разжижителями.

Рекомендации по решению проблемы

Для повышения устойчивости ствола горизонтальных скважин при бурении под эксплуатационную колонну и хвостовик для качественного вскрытия продуктивного пласт ЮК_2–4 на Сыньёганском месторождении необходимо применить низкоминерализованный буровой раствора УНМБР.

В начале 2012 года проведены опытно-промышленные работы (ОПР) на скважинах 803, 804, 801 куста 3 Явинлорского месторождения. В июне — июле ОПР продолжились на скважинах 48, 50, 51 Ай-Пимского месторождения. Параметры раствора в процессе бурения на скважинах куста № 3 Явинлорского месторождения представлены в таблице 2.

Таблица 2

Параметры раствора впроцессе бурения скважины №803 куста №3 Явинлорского месторождения

Время замера	Плотность, кг/м3	Пластическая вязкость,мПа·с	Условная вязкость, с	ДНС, дПа	Водоотдача, см3/З0 мин	К, мм	φб00	φЗ00	СНС, дПа
21.12 09:00	1660	22	30	72	13	0,6	59	37	24/72
21.12 21:30	1650	26	35	129	13	0,5	89	53	24/67
22.12 07:20	1650	25	30	127	11	0,5	76	51	24/43
22.12 14:00	1650	27	30	106	11	0,6	76	49	18/36
22.12 22:15	1640	32	32	106	10	0,4	70	46	18/38
23.12 07:30	1660	25	38	115	10	0,6	74	49	21/41
23.12 14:35	1640	27	42	125	10	0,4	84	53	25/53
23.12 22:10	1650	33	43	96	10	0,4	86	53	30/65
25.12 18:00	1640	38	43	134	10	0,4	104	66	32/86

В ноябре 2012 года были проведены опытно-промышленные работы по приготовлению и испытанию утяжеленного низкоминерализованного раствора УНМБР на скважинах № 199, 53 куста 37 Ай-Пимского месторождения при бурении под хвостовик. Параметры раствора при бурении представлены в таблице 3.

Таблица 3

Параметры раствора при бурении скважины №.199

Забой, м	ρ, кг/м3	СНС, дПа	ДНС, дПа	В, см3/30 мин	К, мм	Пл, мПа·с	Т, сек
2818,7(3177)	1380	29/67	187	8	0,2	22	47
2839,7(3214)	1350	25/35	148	8	0,2	22	45
2843,7(3231)	1310	38/43	158	7	0,2	23	42
2844,6(3250)	1310	29/40	192	8	0,2	20	40

По данным кавернометрии со скв.53 Ай-Пимского месторождения (рисунок 1) можно сделать вывод о том, что при применении раствора УНМБР ствол имеет практически номинальный диаметр в течение достаточно длительного периода времени.

В процессе бурения осложнений, связанных с осыпями и обвалами пород, не отмечено. Растворы УНМБР на протяжении всего периода бурения под хвостовик были однородными и седиментационно-устойчивыми.

Рис.1. Кавернометрия ствола скважины после бурения скв.53 куста 37 Ай-Пимского месторождения

Разработанные растворы УНМБР предназначены для разбуривания глинистых пород и неустойчивых аргиллитов. Растворы имеют начальную плотность 1030–1050 кг/м³ далее утяжеляются баритом согласно ФНиП ПБ-2013 до плотности обеспечивающей безаварийное вскрытие пластов с АВПД с различным коэффициентом аномальности. Обладают ингибирующими свойствами, необходимыми реологическими параметрами, для очистки ствола скважины от выбуренной породы и оптимальными значениями водоотдачи. При доработке промывочной жидкости производилось планирование эксперимента, направленное на оптимизацию содержания компонентов, т. е. на получение заданных технологических параметров и ингибирующих свойств раствора. Начальные концентрации химических реагентов выбраны с учетом рекомендаций завода изготовителя. Результаты лабораторных работ по обработке раствора, отобранного со скважины, разжижителями представлены в таблице 4 В таблице 5 приведены параметры буровых растворов со скважины дообработанных жидким стеклом до и после термостатирования.

Таблица 4

Результаты лабораторных работ по обработке раствора отобранного со скважины сразжижителями

№п/п	Вид обработки	Параметры раствора
		УВ, с	Плотность, кг/м3	В, см3/30мин		К, мм	рН	СНС1/10, дПа	ДНС, дПа	Пластическая вязкость, мПа·с
1	2	3	4	5		6	7	8	9	10
1	Естественно наработанный глинистый раствор (Р1) — замеры с буровой: сервей 0,28 %, кс.смола 0,05 %, графит 0,2 %, БСР 0,25 %, биолуб 0,2 %, нтф.	39	1160	7		0,5	7	21/47	76	17
2	Естественно наработанный глинистый раствор (Р1) — замеры в лаб.	>100	1160	-		-	7	40/91	278	21
3	Р1 + 0,14 % извести + 0,5 % КССБ + 0,4 % КМЦ + 0,1 % сервей+ 0,2 % кс.смола + 2,8 % КСl	Раствор свернулся
4	Р1 + 0,14 % извести + 0,5 % Окзил + 0,4 % КМЦ 2,8 % КСl, раств. в 500 мл воды + 400 гр барита	Раствор нестабильный, барит выпал в осадок, вязкость очень низкая (жидкий раствор)
5	Р1 + 0,14 % извести + 0,5 % Окзил + 0,4 % КМЦ + 2,8 % КСl + 250 гр барита	>100	1550	Раствор очень вязкий					640	74
6	Р1 + 5 %-ный водно-щелочной раствор лигнотина (50 мл)	80	1160	Раствор стал менее вязким					211	33
7	П.6 + 0,4 % КМЦ + 2,8 % КСl	100	1160	Раствор загустел, но не свернулся					172	64
8	П.7 + 5 %-ный водно-щелочной раствор лигнотина (20 мл)	70	1160	Раствор стал менее вязким				76/91	115	53
9	П.8 + 5 %-ный водно-щелочной раствор лигнотина (10 мл)	60	1160	Раствор стал менее вязким				48/67	72	45
10	Р1 + 5 %-ный водно-щелочной раствор окзила (75 мл) + 2,8 % КСl	90	1160	-	-		-	-	206	71
11	П.10 + 5 %-ный водно-щелочной раствор окзила (25 мл)	70	1160	-	-		-	57/72	158	43
12	П.9 через 24 ч	60	1160	-	-		-	58/82	86	47
13	П.11 через 24 ч	70	1160	-	-		-	52/72	125	52

Таблица 5

Результаты лабораторных работ по обработке бурового раствора, отобранного со скважины жидким стеклом

№п/п	Компонентный состав	УВ, с	Плотность, кг/м3	В, см3/30мин	К, мм	рН	СНС1/10, дПа	ДНС, дПа	Пластическая вязкость, мПа·с
1	Р1 (0,5 л) + 0,25 % жидкого стекла до термостатирования	18,5	1200	11	1,5	9	0,96	8	7
2	Р1 (0,5 л) + 0,25 % жидкого стекла после термостатирования	18	1200	11,2	2	9	0,96	11	5,5

Основные выводы изаключения по повышению вскрытия продуктивного пласта ЮК_2–4.

Нетрудно заметить, по данным кавернометрии со скв.53 Ай-Пимского месторождения (рисунок 1) можно сделать вывод о том, что при применении раствора УНМБР ствол имеет практически номинальный диаметр в течение достаточно длительного периода времени.

В процессе бурения осложнений, связанных с осыпями и обвалами пород, не отмечено. Раствор УНМБР и на протяжении всего периода бурения под хвостовик были однородными и седиментационно-устойчивыми. Наиболее перспективным направлением в данном случае представляются разработка и внедрение мероприятий для использования УНМБР для вскрытия продуктивного пласта ЮК_2–4, и проведения лабораторных исследований УНМБР в приближенных геологических условиях к Сыньёганскому месторождению. Рассмотреть детально и решить проблемы при вскрытии продуктивных пласта ЮК_2–4 на Сыньёганском месторождении чтобы максимально сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта при вскрытии и увеличить получаемые дебиты из скважины.

Литература:

1. Групповой проект на строительство эксплуатационной скважины Сыньеганского нефтяного месторождения СургутНИПИнефть, г Сургут 2016
2. НТД Методические рекомендации по применению УНМБР. Тюменского отделения «СургутНИПИнефть» Тюмень 2013 г — 20 с.
3. Кузнецов В. Г., Методические указания по научно-исследовательской работе для магистров всех форм обучения направления подготовки 21.04.01 Нефтегазовое дело по программе «Морское бурение» [Текст] /В. Г. Кузнецов, Ю. В. Ваганов. — Тюмень: ТИУ, 2017.- 26 с.
4. Нифантов В. И. Разработка методов вскрытия продуктивных пластов при строительстве и ремонте газовых скважин в осложнённых горно-геологических условиях. Дисс…докт. техн. наук — Ставрополь, 2001. — 400с.
5. Г. А. Физико-химические процессы в нефти. –М.: Недра, 1974. — 200с.
6. Ф.И. воды на нефти при пласта. — М.: Гостоптехиздат, 1949. — 72с.
7. К. и скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1963. — 519с.
8. Организация, планирование и управление предприятиями в нефтяной и газовой промышленности: Учебник для вузов / А. Д. Бренц, Е. А. Тищенко, Ю. М. Малышев и др. — М., Недра, 2012. — 256с
9. Бердин Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. — М.:«НЕДРА». -2001. — 100 с.