Тайлаковское родовище розташоване в південній частині Сургутского району ХМАО Тюменської області. Продуктивність розрізу пов'язана з відкладеннями ачимовской товщі нижньої крейди (пласти Ач3_4) і юри (пласти Ю1, Ю2, Ю3, Ю4). Пласти групи Ю2-3, що розробляються в даний час, містять близько 90% початкових видобутих запасів.

Розробка родовища була розпочата з південної частини у 2004 р Основні продуктивні відкладення Тайлаковского родовища разбурена переважно сіткою похило-спрямованої свердловини. На поточній стадії розробки родовища стратегічним напрямком для підтримки рівня видобутку є експлуатаційне розбурювання групи пластів Ю2-3 сіткою горизонтальних свердловин, що дозволяє досягти більш високих і рентабельних дебітів. В якості методів додаткової інтенсифікації видобутку компанією ВАТ «Славнефть-Мегионнефтегаз» впроваджені сучасні технології многостадийного гідророзриву пласта.

ПРОБЛЕМАТИКА

Проводка горизонтальних свердловин на групу пластів Ю2-3 пов'язана з ризиками технологічних оcложеній, пов'язаними з негативними геологічними чинниками - нестійкістю розрізу в баженовской і покрівлі георгіївською світ.

Нестабільність даного інтервалу пов'язана з регіональною та загальної тектонічної обстановкою району робіт - наявністю локальної разломной тектоніки (Верхневасюганскій глибинний розлом) в Північно-Західній та Південно-Східної частинах родовища, успадкованої в процесі формування Каймисовского і Дем'янська склепінь, приурочених до Колтогорско-Толькінской шовного зоні ( 1).

За результатами інтерпретації 3Д сейсмічної зйомки Тайлаковского родовища, проведеної в 2005-2006рр, виділені зони дезінтеграції поруч авторів інтерпретовані як тектонічні порушення (2). Загальна тектонічна обстановка дозволяє припустити наявність зон поширення бічних Оперяють діз'юнктівов і зон тріщинуватості, що ускладнюють геологічна будова пластів ЮС1 - ЮС4 і мають поширення від інтервалів залягання платформного чохла до покрівлі юрських відкладень.

З точки зору технології буріння горизонтальних свердловин тектонічна будова родовища є фактором, предопределяющим ризики аварій та ускладнень, пов'язаних з нестабільністю відкритого стовбура в інтервалі покрівлі Юрських відкладень - Баженовской і Георгіївської світ. Причинами дестабілізації даного інтервалу при бурінні є розвинена мікротріщинуватості, аномальне розподіл геомеханічних напружень в скелеті порід. Фізичні властивості аргілітів пізній стадії літогенезу верхньоюрського відкладень і механізм їх дестабілізації при розтині в значній мірі обмежують коло можливих ефективних рішень по ингибированию і забезпечення стабільності відкритого стовбура.

Найбільший вплив аномальність геомеханічних навантажень набуває при розтині даного інтервалу транспортним стволом під високими зенітними кутами (75-87 '). Ускладнення при бурінні виражаються у звуженні відкритого стовбура, осипання стінок свердловини, прихватах КНБК, втрати продуктивного часу на додаткові шаблонирования і опрацювання відкритого стовбура. У найбільш ускладнених випадках можливий недоспуск транспортної колони при спуску в інтервалі нестійких аргиллитов, що ускладнює подальше буріння горизонтальної ділянки в не перекрито колоною ділянці, а також перебурювання частини транспортного стовбура.

Зі збільшенням частки горизонтальних свердловин на родовищі з 2011 по 2015гг відбувалося поступальне зниження кількості технологічних ускладнень, пов'язаних з нестабільністю відкритого стовбура в інтервалі Баженовской і Георгіївської світ. Зниження ступеня аварійності зв'язується з накопиченням досвіду буріння, удосконаленням технологічних регламентів проводки свердловин, однак більшою мірою інструментом забезпечення стабільності відкритого стовбура були інженерні рішення в області бурових розчинів, загальну історію розвитку яких можна представити, як пошук оптимального типу систем і визначення найбільш ефективного механізму запобігання прояви нестабільності стовбура свердловини.

період

застосовувані технології

Ключові характеристики

2006-2007

Базовий полімер-карбонатний хлоркаліевий буровий розчин

Уд. вага при розтині Баженовской свити 1,10-1,14г / см3

Мінералізація - 15-20г / л Сl-

2008-2012

Базовий полімер-карбонатний хлоркаліевий буровий розчин

Поступове збільшення питомої ваги при розтині Баженовской свити до 1,18-1,20г / см3

Підвищення мінералізації до 20-40г / л CL-

2013-2015

Прісні системи на основі синтетичних полімерів

Збільшення питомої ваги в діапазоні 1,20-1,32г / см3.

Застосування інгібіторів - мікрокольматантов.

Черговий імпульс розвитку інжинірингу бурових розчинів пов'язаний із залученням ВАТ «Славнефть-Мегионнефтегаз» нового технологічного партнера в особі нафтосервісної компанії «АКРОС».

Вибір алгоритму рішення проблематики нестабільності відкритого стовбура в інтервалі верхнеюрских відкладень був проведений на підставі лабораторних досліджень фактичного кернового матеріалу і структурного емпіричного аналізу понад 200 пробурених свердловин.

В ході лабораторних досліджень керна і робіт щодо підбору оптимального механізму інгібування виявлені наступні ключові закономірності і характеристики:

- активність глинистих порід, що характеризується катіонно-обмінної ємністю, має мінімальну величину;

- ступінь залежності гідратації зразків від мінералізації бурового розчину та наявності іонних інгібіторів низька.

- лінійне збільшення обсягу породи (Linear Swell Meter Test) незначно залежить від типу і концентрації іонних інгібіторів (солі, похідні амінів)

Аналіз розтину верхнеюрских відкладень пробуреними свердловинами був спрямований на виявлення залежності геомеханической стабільності інтервалу від азимутального напрямку прокладання транспортного стовбура.

З метою випробування і виявлення найбільш ефективних методів забезпечення стабільності стовбура в період 2015-2016гг проведені дослідно-промислові випробування різних пригнічують систем (газета «Мегионнефтегаз-вести», випуск №20 від 3 липня 2015р).

В результаті проведених досліджень фахівцями аналітичного центру нафтосервісної компанії «АКРОС» видано рекомендації щодо забезпечення стабільності відкритого стовбура, проведений підбір оптимального механізму інгібування, спрямованого на мікрокольматацію тріщинуватих порід комплексним інгібітором MEX-WSP (wellbore stability product).

Також на підставі результатів гідродинамічного моделювання програмного пакета MUD OFFICE визначено діапазон допустимих гідродинамічних тисків і проведена оптимізація режиму промивки.

В даний час із застосуванням комплексного підходу до забезпечення стабільності відкритого стовбура пробурений ряд свердловин на кущових майданчиках 8біс і 42біс Тайлаковского родовища.

Результатом впровадження є повна відсутність ускладнень, пов'язаних з нестабільністю відкритого стовбура в інтервалі Баженовской і Георгіївської світ.

Загальні терміни будівництва горизонтальних свердловин скорочені на 6-8% за рахунок виключення операцій з опрацювання транспортного стовбура, а також збільшення швидкості проведення СПО в умовах відсутності «затяжок» і «посадок».

Крім скорочення термінів будівництва, застосування запропонованих рішень значно нівелює ризики прихвата КНБК, аварійних ситуацій і втрати частини відкритого стовбура.

АВТОРИ СТАТТІ:

Іллічов С. А., керуючий директор по нефтесервіс ВАТ "Славнефть-Мегионнефтегаз"

Назаренко В. В., головний спеціаліст ПТО по СС УСС ВАТ "Славнефть-Мегионнефтегаз"

Попов С. В., керівник технологічної служби ТОВ "АКРОС"

Джерело: Журнал "OIL & GAS JOURNAL RUSSIA", 2016, №10