Авторы:
Мартин Сигифредо Зарума Торрес, Менеджер по бурению; Виктор Уго Гойтия Антезана, Главный геолог, ЗАО "ЕВРОТЕК-ЮГРА"; Смирнов Николай, Инженер - менеджер, ООО “ПетроГМ”.

Резюме

Карабашское месторождение, расположенное в Ханты-Мансийском регионе Западной Сибири, было открыто компанией Repsol в начале 2013 года с помощью двух разведочных вертикальных скважин. Каротаж на кабеле и испытания скважин показали наличие двух залежей, обе из которых были насыщены, с большой газовой шапкой. В 2014 году открытие было признано властями как крупное открытие, сделанное за последние два года.

Обнаруженные пласты имеют низкую проницаемость, а высота нефтяных интервалов невелика. Тот факт, что нет идентифицированных вертикальных барьеров, усиливает ограничения для создания искусственного разлома, поскольку вероятность того, что стимуляция разлома повлияет на зону воды или газа, высока.

Первоначальное предлагаемое решение состояло в том, чтобы пробурить две разведочные горизонтальные скважины (впервые российские власти разрешили бурить такого рода скважины в качестве парадигмы смены разведки) в нефтяной обод каждого пласта горизонтального сечения примерно 1000 м для повышения производительности скважины и оценки вертикальной проницаемости. Суровые зимние условия с температурами, достигающими -45 ° C, доступ к местоположению только по зимней дороге в небольшой промежуток времени, в летнее время температура достигает почти 30 ° C, а болотистая местность создает другие сложности для проекта.

Связанные с этим проблемы, такие как сложная геология и очень неоднородный пласт, высокий риск прорыва воды или газа, низкая толщина нефтяного обода, снижение проницаемости фаз газа и нефти, крайне низкая добыча для тонкого нефтяного обода, высокие темпы разработки газоконденсатного пласта, проблемы сходимости при моделировании, вследствие ограниченных данныех о месторождении делают этот проект “уникальным”.

Ни одна из скважин в Западной Сибири не бурилась с такой сложностью (TVD<900 м, HD> 1500 м, дизайн API и т. Д.). Одной из ключевых проблем, которые необходимо было решить, была стабильность ствола скважины, особенно в горизонтальном сечении, чтобы свести к минимуму риск бурения, такой как застрявшая труба, очистка, запуск в скважину с 7-дюймовым экраном и т. Д.

Был проведен подробный анализ и проведено технико-экономическое обоснование до начала заключительной фазы процесса строительства скважины.

Статья

Целью данной работы было применение и использование геомеханического моделирования по расчету устойчивости ствола скважины для обеспечения безаварийного бурения двух первых горизонтальных скважин на Оуринском месторождении, с горизонтальным окончанием 1 км и более. Было проведено геомеханическое моделирование и сопровождение бурения двух горизонтальных скважин, которые планировалось пробурить с одной и той же площадки в разных ортогональных направлениях.

Рисунок 1. Относительное положение вертикальной скважины Gabi-3 и горизонтальных скважин 31P и 32P

 Это позволило оптимизировать строительство скважины на этапе планирования и избежать геологических осложнений, связанных с нестабильностью ствола и потерей циркуляции.

Бурение горизонтальных скважин с вертикальной глубиной до 1000 м связано с рисками геологических осложнений, обусловленных нестабильностью ствола скважины и потерями бурового раствора. Проблемы со стабильностью могут усугубляться большим диаметром ствола скважины. Строительство же первых скважин на месторождении всегда сопряжено с более высокими рисками. Данные риски связаны с отсутствием понимания поведения горизонтальной и/или наклонной секций в тех или иных горных породах. Ввиду этого должная оптимизация на стадии проектирования до недавнего времени была невозможна.

Как один из наиболее перспективных и инновационных подходов, на проекте была использована геомеханика, а именно, расчет устойчивости ствола скважины на основе модели Механических Свойств Давлений и Напряжений (MСДН). До представляемой работы подобные подходы на месторождениях Западной Сибири практически не применялись.

По результатам построения МСДН и расчетам устойчивости ствола скважины, литологии, анализу каротажей и корреляций строится окно совмещенных градиентов давлений. Для выбора удельного веса бурового раствора используют градиенты пластовых давлений и обрушений ствола. Как безопасный предел эквивалентной циркуляционной плотности – давления поглощений и разрыва пласта.

Данная информация становится основой для дальнейшего проектирования и оптимизации конструкции скважины, плотности бурового раствора, размеров бурильного инструмента, параметров и процедур бурения.

Построение модели Механических Свойств Давлений и Напряжений (MСДН) — это сложный процесс, вовлекающий такие дисциплины, как геология, петрофизика, геофизика, бурение, механика горных пород и сопротивление материалов, и использующий всевозможные данные от сейсморазведки до лабораторных исследований керна [1,2]. Основные вычисления направлены на восстановление упругих и прочностных свойств пород по разрезу, которые дают максимально точные деформационные характеристики горных пород, а также на то, чтобы охарактеризовать действующие в пластах поровые давления и естественные литостатические и тектонические напряжения. Дальнейшие вычисления представляют собой инженерные расчеты целостности туннеля в виде скважины. На основе расчетов устойчивости ствола скважины оптимизируются все составляющие процесса строительства [3,4].

Оуринское месторождение расположено в нескольких километрах от города Урай. Было запланировано строительство двух скважин 31P и 32P с горизонтальным окончанием более 1 км и соотношением отхода от вертикали близким к 2, что возводит эти скважины в класс протяженных (ERD – Extended Reach Drilling). Для оптимизации и обеспечения безаварийного строительства этих скважин было выполнено геомеханическое моделирование, с построением модели МСДН и расчетом устойчивости ствола скважины. В разработку модели и реализацию проекта строительства скважины была вовлечена многодисциплинарная команда. На основе данных расчетов было определено безопасное окно бурения и выбрана плотность бурового раствора. Производился оперативный контроль над эквивалентной плотностью циркуляции и параметрами бурения. Несмотря на то, что скважины были нацелены на разные горизонты, их строительство планировалось с одной кустовой площадки, а траектории и конструкции были схожи.

Ранее с данной кустовой площадки была построена разведочная скважина Габи-3, которая содержала исчерпывающий набор каротажной информации, данные исследований керна, замеры пластового давления и тесты на приемистость прибашмачной зоны. По данным этой скважины была построена внутренне согласованная геомеханическая модель (МСДН). Все параметры модели, включая упругие и прочностные свойства, пластовое давление, горизонтальные напряжения были откалиброваны по соответствующим фактическим измерениям в лаборатории или на скважине (рис.2).

Рис. 2. Расчет устойчивости ствола скважины Gabi-3. Нижняя граница плотности бурового раствора определяется поровым давлением: розовая линия – оценка до моделирования, красная – результат моделирования. Верхняя граница эквивалентной плотности циркуляции, определяется минимальным горизонтальным напряжением: голубая линия - оценка до моделирования, синяя – результат моделирования. Калибровка: синие точки – замеры пластовых давлений, красные – расширенный тест на приемистость.

Для более точной калибровки минимальных горизонтальных напряжений был проведен ряд расширенных тестов на приемистость прибашмачной зоны. Данные тесты были проведены как на соседних скважинах перед бурением скважин 31Р и 32Р, так и на самих объектах моделирования.

Для обеих скважин был проведен расчет устойчивости, где в каждой точке окружности стенки скважины вдоль всей траектории определялась возможность и степень разрушения ствола при заданных параметрах бурения.

В соответствии с проведенным расчетом для горизонтальной секции скважины 31Р требовался минимальный вес бурового раствора 1,28–1,3  г/см3 с максимальным безопасным пределом циркуляции 1,6 г/см3 (Рис. 3)

Рисунок 3. Расчет устойчивости стенки ствола скважины 31Р. Красная линия – пластовое давление, зеленая – градиент обрушения, синяя – градиент поглощений. Минимальный вес БР определяется градиентом обрушения.

В то же время безопасный диапазон плотности бурового раствора для скважины 32P составил 1,33-1,36 г/см3 в качестве нижнего предела для предотвращения обрушения скважины и 1,68 г/см3 в качестве верхнего предела циркуляции. Для скважины 32P была оценена различная степень разрушения ствола скважины (Рис. 4)

Рисунок 4. Результаты стабильности бурения скважины 32P: результаты обновлены на основе сечения 13 3/8 дюйма)

Такая разница в значениях безопасного веса бурового раствора обусловлена направлением скважин относительно основных напряжений, скважины, направленные вдоль минимального горизонтального напряжения, более стабильны. (рис. 5)

Рисунок 5. Направления горизонтальных напряжений относительно структуры и планируемых скважин. Sh(min) – минимальное горизонтальное напряжение, SH (Max) – максимальное горизонтальное напряжение.Для обоснования расчетной плотности бурового раствора для скважины 32Р был проведен анализ бурения предыдущей секции под эксплуатационную колонну, основанный на показаниях датчика затрубного давления. По результатам анализа, интервалы потенциального разрушения и фактическая овальность ствола, измеренные с помощью 8-рычажного каверномера точно совпали. (Рис. 6)

Рисунок 6. Сопоставление прогноза расчета буримости скважины 32P, цветовая гамма соответствует степени разрушения ствола SMW0 – отсутствие разрушений (зеленая зона), SMW30 – разрушения до 15% ствола (желтая зона), SMW60 – более 30% разрушений (бордовая зона): ЭСП и ЭЦП – замеренная в скважине эквивалентная статическая и циркуляционная плотность раствора (соответственно)

Использование геомеханических расчетов позволило пробурить скважины 31Р и 32Р без геологических осложнений как с точки зрения нестабильности, так и с точки зрения потери циркуляции, и завершить строительство досрочно.

Внутренне согласованные модели МСДН и расчет устойчивости ствола скважины позволили выбрать и оптимизировать параметры бурения до начала строительства скважины.

Несмотря на то, что скважины были пробурены с одной кустовой площадки, а траектории и конструкции были схожими, скважины имели существенно разные окна безопасного бурения.

Рекомендуется проводить моделирование и подобные расчеты для каждой траектории скважины на ранней стадии разработки месторождения.

Выводы

Благодаря работе многопрофильной команды и надлежащему использованию геомеханики стало возможным строительство таких сложных скважин на стадии разведки. Обе скважины были построены с существенной экономией времени и во избежание потенциальных осложнений со стороны нестабильности ствола скважины. Этот проект еще раз продемонстрировал, что последовательный инженерный подход позволяет решить проблему строительства любой скважины и должен применяться индивидуально к каждой скважине.

Если вас заинтересовала данная проблематика, напишите нам, и мы расскажем вам об этом подробней.

Список литературы

[1] Группа авторов: “Наблюдение за изменением породы – Механическое моделирование Земли” – Обзор нефтяных месторождений, лето 2003, стр. 22-39.

[2] Н. Ю. Смирнов, Т. Н. Кривоногов, Ю. А. Петраков, И. В. Поляков «Шлюмберже»; И. Р. Дияшев, Независимая ресурсная компания (IRDC) «Использование геомеханического моделирования для бурения горизонтальных скважин» - Нефтесервис №03, 2008

[3] Петраков Ю. А., Делия С. В., Смирнов Н. Ю., Корельский Е. П. «3D-геомеханическое моделирование, анализ устойчивости стенок ствола скважины и поддержка в режиме реального времени на месторождении им. Ю. Корчагина» SPE ATW Москва, февраль 2012 г.

[4] Смирнов Н. Ю., Делия С. В., Корельский Е. П., Садыков Л. А. «Геомеханика в отношении бурения и строительства скважин для успешного освоения месторождений Каспийского бассейна скважинами расширенного охвата (ERD)» Алматы, КИОГЕ, октябрь 2013 года