Тайлаковское месторождение расположено в южной части Сургутского района ХМАО Тюменской области. Продуктивность разреза связана с отложениями ачимовской толщи нижнего мела (пласты Ач3_4) и юры (пласты Ю1, Ю2, Ю3, Ю4). Пласты группы Ю2-3, разрабатываемые в настоящее время, содержат около 90% начальных извлекаемых запасов.
Разработка месторождения была начата с южной части в 2004 г. Основные продуктивные отложения Тайлаковского месторождения разбурены преимущественно сеткой наклонно-направленных скважин. На текущей стадии разработки месторождения стратегическим направлением для поддержания уровня добычи является эксплуатационное разбуривание группы пластов Ю2-3 сеткой горизонтальных скважин, позволяющее достичь более высоких и рентабельных дебитов. В качестве методов дополнительной интенсификации добычи компанией ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» внедрены современные технологии многостадийного гидроразрыва пласта.
ПРОБЛЕМАТИКА
Проводка горизонтальных скважин на группу пластов Ю2-3 сопряжена с рисками технологических оcложений, связанными с негативными геологическими факторами - неустойчивостью разреза в баженовской и кровле георгиевской свит.
Нестабильность данного интервала связана с региональной и общей тектонической обстановкой района работ - наличием локальной разломной тектоники (Верхневасюганский глубинный разлом) в Северо-Западной и Юго-Восточной частях месторождения, унаследованной в процессе формирования Каймысовского и Демьянского сводов, приуроченных к Колтогорско-Толькинской шовной зоне (1).
По результатам интерпретации 3Д сейсмической съемки Тайлаковского месторождения, проведенной в 2005-2006гг, выделенные зоны дезинтеграции рядом авторов интерпретированы как тектонические нарушения (2). Общая тектоническая обстановка позволяет предположить наличие зон распространения боковых оперяющих дизъюнктивов и зон трещиноватости, осложняющих геологическое строение пластов ЮС1 – ЮС4 и имеющих распространение от интервалов залегания платформенного чехла до кровли юрских отложений.
С точки зрения технологии бурения горизонтальных скважин тектоническое строение месторождения является фактором, предопределяющим риски аварий и осложнений, связанных с нестабильностью открытого ствола в интервале кровли Юрских отложений – Баженовской и Георгиевской свит. Причинами дестабилизации данного интервала при бурении являются развитая микротрещиноватость, аномальное распределение геомеханических напряжений в скелете пород. Физические свойства аргиллитов поздней стадии литогенеза Верхнеюрских отложений и механизм их дестабилизации при вскрытии в значительной степени ограничивают круг возможных эффективных решений по ингибированию и обеспечению стабильности открытого ствола.
Наибольшее влияние аномальность геомеханических нагрузок приобретает при вскрытии данного интервала транспортным стволом под высокими зенитными углами (75-87'). Осложнения при бурении выражаются в сужении открытого ствола, осыпании стенок скважины, прихватах КНБК, потерях производительного времени на дополнительные шаблонирования и проработки открытого ствола. В наиболее осложненных случаях возможен недоспуск транспортной колонны при спуске в интервале неустойчивых аргиллитов, что осложняет последующее бурение горизонтального участка в не перекрытом колонной участке, а также перебуривание части транспортного ствола.
С увеличением доли горизонтальных скважин на месторождении с 2011 по 2015 гг. происходило поступательное снижение количества технологических осложнений, связанных с нестабильностью открытого ствола в интервале Баженовской и Георгиевской свит. Снижение степени аварийности связывается с накоплением опыта бурения, усовершенствованием технологических регламентов проводки скважин, однако в большей степени инструментом обеспечения стабильности открытого ствола являлись инженерные решения в области буровых растворов, общую историю развития которых можно представить, как поиск оптимального типа систем и определение наиболее эффективного механизма предотвращения проявления нестабильности ствола скважины.
|
период |
Применяемые технологии |
Ключевые характеристики |
|
2006-2007 |
Базовый полимер-карбонатный хлоркалиевый буровой раствор |
Уд. вес при вскрытии Баженовской свиты 1,10-1,14г/см3 Минерализация – 15-20г/л СL- |
|
2008-2012 |
Базовый полимер-карбонатный хлоркалиевый буровой раствор |
Постепенное увеличение удельного веса при вскрытии Баженовской свиты до 1,18-1,20г/см3 Повышение минерализации до 20-40г/л CL- |
|
2013-2015 |
Пресные системы на основе синтетических полимеров |
Увеличение удельного веса в диапазоне 1,20-1,32г/см3. Применение ингибиторов – микрокольматантов. |
Очередной импульс развития инжиниринга буровых растворов связан с привлечением ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» нового технологического партнера в лице нефтесервисной компании «АКРОС».
Выбор алгоритма решения проблематики нестабильности открытого ствола в интервале верхнеюрских отложений был произведен на основании лабораторных исследований фактического кернового материала и структурного эмпирического анализа более 200 пробуренных скважин.
В ходе лабораторных исследований керна и работ по подбору оптимального механизма ингибирования выявлены следующие ключевые закономерности и характеристики:
- активность глинистых пород, характеризуемая катионно-обменной емкостью, имеет минимальную величину
- степень зависимости гидратации образцов от минерализации бурового раствора и наличия ионных ингибиторов низка
- линейное увеличение объема породы (Linear Swell Meter Test) незначительно зависит от типа и концентрации ионных ингибиторов (соли, производные аминов)
Анализ вскрытия верхнеюрских отложений пробуренными скважинами был направлен на выявление зависимости геомеханической стабильности интервала от азимутального направления проложения транспортного ствола.
С целью опробования и выявления наиболее эффективных методов обеспечения стабильности ствола в период 2015-2016 гг. проведены опытно-промысловые испытания различных ингибирующих систем (газета «Мегионнефтегаз-вести», выпуск №20 от 3 июля 2015г).
В итоге проведенных исследований специалистами аналитического центра нефтесервисной компании «АКРОС» выданы рекомендации по обеспечению стабильности открытого ствола, произведен подбор оптимального механизма ингибирования, направленного на микрокольматацию трещиноватых пород комплексным ингибитором MEX-WSP (wellbore stability product).
Также на основании результатов гидродинамического моделирования программного пакета MUD OFFICE определен диапазон допустимых гидродинамических давлений и произведена оптимизация режима промывки.
В настоящее время с применением комплексного подхода к обеспечению стабильности открытого ствола пробурен ряд скважин на кустовых площадках 8бис и 42бис Тайлаковского месторождения.
Результатом внедрения является полное отсутствие осложнений, связанных с нестабильностью открытого ствола в интервале Баженовской и Георгиевской свит.
Общие сроки строительства горизонтальных скважин сокращены на 6-8% за счет исключения операций по проработке транспортного ствола, а также увеличения скорости проведения СПО в условиях отсутствия «затяжек» и «посадок».
Помимо сокращения сроков строительства, применение предложенных решений значительно нивелирует риски прихвата КНБК, аварийных ситуаций и потери части открытого ствола.
АВТОРЫ СТАТЬИ:
Ильичёв С. А., управляющий директор по нефтесервису ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
Назаренко В. В., главный специалист ПТО по СС УСС ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
Попов С. В., руководитель технологической службы компании "АКРОС"
Источник: Журнал "OIL & GAS JOURNAL RUSSIA", 2016, №10