В статье авторы анализируют вероятность поглощений бурового раствора в процессе вскрытия пласта на Среднеботуобинском месторождении.
Ключевые слова: траппы, поглощение, бурение.
По результатам анализа прогнозных ресурсов нефти и газа, России ещё предстоит открыть около 60 % нефтяных и более 70 % газовых и газоконденсатных месторождений. НГК страны необходимо реализовать масштабные работы по поиску, разведке и освоению нефтегазовых ресурсов в сложных горно-геологических и природно-климатических условиях в регионах Восточной Сибири [1].
Месторождения Восточно-Сибирской провинции, являются основным и важным нефтегазодобывающим регионом России, на которой расположена одна из самых крупных трапповых отложений — Сибирские траппы.
Большинство из них характеризуется наличием в геологическом разрезе пластовых трапповых тел (силлов — интрузивных залежей) внутри осадочного чехла. Трапповые тела располагаются по всему разрезу отложений венда — нижнего палеозоя, на разных стратиграфических уровнях, имеют широкий диапазон по площади и по мощности. К таким месторождениям относятся Среднеботуобинское, Ковыктинское, Верхнечонское, Ярактинское, Даниловское, и другие [2].
В границах Среднеоботуобинского месторождения трапповая интрузия пермо-триасового возраста представлена долеритами, входящими в состав различных формаций в осадочных отложениях (интервал 720,32–846,32 м, мощность ≈ 130 м), также отмечается повсеместное распространение вечной мерзлоты (ММП) в интервалах до 400 метров, далее отмечаются аномально низкие пластовые давления и естественные трещины, присутствуют интервалы солей, эндогенной трещиноватости, что при строительстве скважин в таких условиях может вызвать различные осложнения [3].
В пределах Среднеботуобинского нефтегазоконденсатное месторождение ловушки представлены интрузиями в осадочных отложениях. Поле расположено по краю тела ловушки и имеет в основном равномерно распределенное по толщине интервала, но на разных глубинах, это представлено на рис. 1.
Рис. 1. Геологическое строение ловушечной интрузии
На Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении мощность ловушечной интрузии различна и значительно отличается от одной кустовой площадки к другой в пределах от 140 до 450 м по стволу скважины. Как правило, в коллекторах интрузий отмечают относительно меньшие значения пластового давления флюидов, интервалы солей и эндогенной трещиноватости.
Ход интрузивного процесса, форму интрузивных тел в земной коре, внутреннее устройство интрузивных массивов (распределение в них минеральных компонентов, полезных ископаемых) определяет общая тектоническая обстановка. По тектоническим условиям формирования выделяются интрузивы геосинклинальных областей и интрузивы платформ. Некоторые формы согласованных интрузивов изображены на рис. 2.
Рис. 2. Формы согласованных интрузий:
а — лаколиты; б — фоколиты; в, г — магматические диапиры; д — сели
К согласованным интрузивам относятся сели, лаколиты, факолиты, лополиты и частично согласованные траппы — магматические диапиры. Непременным элементом согласованных тел является магматический канал, или «ножка» интрузива, которая имеет вид столбообразного или дайковидного тела.
Одним из важнейших факторов повышения качества бурения является обеспечение проведения наклонно направленных скважин в четком соответствии с разработанным проектом. Так, для определения конкретных глубин и объемов поглощений бурового раствора был проведен анализ данных по осложнениям на различных глинах по четырем скважинам Среднеботуобинского месторождения, которая позволила сделать выводы по наличию в горных породах проницаемых каналов (например, трещин, пустот, каверн), где происходят поглощения и, следовательно, появление возможности дальнейшей разработки способов борьбы с ними. Конечный итог исследования поглощающего пласта обязан состоять в выяснении геологического строения каждого поглощающего горизонта, характера его каналов, интенсивности поглощения.
Интервалы трапповых интрузий состоят из крепких пород и представлены долеритами с высокой физико-механической прочностью. Интрузии характеризуются аномально низкими пластовыми давлениями и высокой естественной трещиноватостью, бурение в таких интервалах осложняется такими факторами, как потеря циркуляции бурового раствора в трещиноватом пласте Среднебоутобинского месторождения (рис. 3).
Рис. 3. Зоны потерь бурового раствора
Вскрытие зоны поглощения бурового раствора и его общая характеристика могут быть определены уже в процессе бурения. Для этого необходимо:
— наблюдение за изменением механической скорости бурения;
— наблюдение за уровнем раствора в скважине и приемных емкостях;
— исследование керна и шлама;
— проведение специальных гидравлических исследований.
При бурении в трещинных породах, то есть там, где возможны поглощения или проявления, механическая скорость возрастает, причем по величине этого роста можно судить о величине раскрытия трещин. Так, например, при размерах трещин около 5 мм механическая скорость возрастает вдвое, а при вскрытии трещин 10 мм наблюдаются провалы инструмента. Поэтому раннее определение возможных интервалов поглощений крайне важно и необходимо еще до начала буровых работ.
Для предотвращения данных проблем был проведен анализ промысловых данных об интенсивности поглощений бурового раствора при бурении пяти скважина № 6018, 6802, 6602, 6705 и 6019 на Среднеботуобинском месторождении.При помощи программы для обработки электронных таблиц MS Excel и специальной функции визуализации и анализа данных «сводная таблица» обработаны более 4000 значений интенсивности поглощений.
В результате анализа построены диаграммы, характеризующие интенсивность поглощений на всех интервалах бурения до глубины забоя (рис. 4–5).
Рис. 4. Интенсивность поглощения на скважинах № 6802 и 6705, м 3 /сутки
Рис. 5. Интенсивность поглощения на скважине № 6018, м 3 /час
На основании полученных диаграмм можно наглядно выявить интервалы зон интенсивного поглощения. На скважине 6018 они соответствуют интервалу глубин от 600 до 1007 метров, имеют расход бурового раствора свыше 20 м 3 , что позволяет определить классификацию поглощения (полное и на некоторых глубинах — катастрофическое, когда выход жидкости на поверхность полностью прекращается).
Основные методы предупреждения поглощений можно условно разделить на три группы:
- Регулировка свойств промывочных жидкостей.
- Управление гидродинамической обстановкой в скважине при выполнении различных технологических операций (бурение, спуск-подъем, цементирование и др.).
- Изменение характеристик поглощающего пласта.
Анализ фактических данных эксплуатационного бурения [4] выявил что количественный прогноз поглощения бурового раствора крайне необходимо для контроля потери циркуляции: если глубина залегания траппов увеличивается, то увеличиваются и объемы поглощений, которые доходить до катастрофических (более 60 м 3 /ч) в интервалах нижнетолбачанской и юрегинской свит.
Попытки контролировать проблему поглощений в траппах привели к необходимости поиска путей решения данного вопроса.
Среди методов ликвидации осложнений, возникающих на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении можно определить следующие:
— подбор рецептур буровых растворов (применение смесей на цементной основе недопустимо, так как они долго застывают, сильно растекаются и очень подвержены температурным изменениям. Стали чаще использовать растворы на основе полиуретанов, они имеют хорошую вязкость, что позволяет проникать в любые трещины, закрывая их. При контакте с водой такие составы увеличиваются и затвердевают, что помогает прекратить поглощения. Один из самых основных составов включает в себя смолу и отвердитель.) и прокачивание кольматационных пачек, вязко-упругих составов с добавлением современных эффективных кольматантов (например, K-MIX); для поддержания устойчивости стенок ствола скважины условную вязкость и реологические характеристики бурового раствора держать максимально предусмотренными программой промывки, не допускать снижения вязкости и реологических характеристик раствора перед спуском ОК;
— исходя из опыта ранее пробуренных скважин, с целью предупреждения поглощений бурового раствора, бурение интервала начинать на пресном полимерглинистом буровом растворе (глина, реагент-стабилизатор, кремнефтористый аммоний и вода, дополнительно содержит гивпангидролизованные отходы тканей полиакрилонитрила). При первых признаках появления каменной соли в шламе перейти на соленасыщенный полимерный буровой раствор (хлорид натрия растворяется в воде с использованием любого перемешивающего устройства).
Литература:
- Применение методов искусственного интеллекта для выявления и прогнозирования осложнений при строительстве нефтяных и газовых скважин: проблемы и основные направления решения / А. Д. Черников [и др.] // Георесурсы, 2020. 22(3). С. 87–96. DOI: https://doi.org/10.18599/ grs.2020.3.87–96.
- Фомин, А. М. Ботуобинский продуктивный горизонт (условия формирования, строение и перспективы нефтегазоносности) / А. М. Фомин, С. А. Моисеев // Интерэкспо Гео-Сибирь. — 2012. — № 1(2). — С. 19–23.
- Акулов, Н. И. Особенности геологического строения Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения / Н. И. Акулов, P. P. Валеев // Известия Иркутского гос. ун-та. Сер. Науки о Земле. — 2016. — Т. 18. — С. 3–13.
- Тузов Е. В., Кутузова Т. Ю. Технологические решения в бурении трапповой интрузии на Среднеботуобинском нефтегазоконденсатном месторождении (Восточная Сибирь). Науки о Земле и недропользование. 2021;44(3):261–270. https://doi.org/10.21285/2686–9993–2021–44–3–261–270.
