Воргамусюрская и Войская площади
Воргамусюрская площадь находится на территории Интинского района. В тек- тоническом отношении Воргамусюрская приразломная структура расположена в пре- делах Тальбейского блока гряды Чернышева. Интервал поглощений представлен карбонатными породами каменноугольно-девонского возрастов. По шламовому мате- риалу эти отложения представлены трещиноватыми известняками от слабосцементи- рованных до крепких. Интервалы катастрофических поглощений сложены, в основном, тёмно-серыми, серыми, сильно-трещиноватыми, кавернозными, участками мелоподобными известняками.
Войская площадь расположена в пределах Печоро-Кожвинского мегавала. Ослож- нения, связанные с поглощениями бурового раствора разной интенсивности, приурочены к зонам повышенной трещиноватости и кавернозности карбонатов турнейского яруса пе- редовой части Войского надвига, подвергшегося интенсивномугипергенезу.
Воргамусюрская и Войская площади расположены в зоне развития рифогенных отложений. Для этих площадей характерно наличие трещиноватых и кавернозных из- вестняков и, частично, доломитов каменноугольного возраста, вскрытие которых со- провождалось катастрофическими поглощениями. Не смотря на то, что площади расположены в пределах различных структур Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, обе они могут быть объединены интенсивностью поглощений, возрастом, составом и свойствами проницаемых горизонтов, практическим отсутствием терри- генных отложений в верхней части разреза. Скважиной №200 – Войской каменно- угольные отложения были вскрыты уже на глубине 14 м; в разрезе скважины №1 – Воргамусюрская четвертичные отложения практически отсутствуют.
Как показал анализ бурения скважины №200 – Войская, зона поглощений в ка- вернозных и трещиноватых отложениях была вскрыта на глубине 27 м. Осложнения начались с частичных поглощений интенсивностью 3,5 м3/час, а с глубины 35 м от- крылось полное поглощение. Статический уровень жидкости в скважине составил 22м.Бурениеподудлинённоенаправлениевинтервале35-52мсопровождалосьпо-
стоянными поглощениями различной интенсивности. Однако, снижение интенсивно- сти на короткий период связано, по-видимому, не с изменением коллекторских свойств пород, а с использованием «тампонов» из различных материалов (табл. 2.9). Поглощения вызвали обвал вышележащих неустойчивых четвертичных отложений, что, в свою очередь, привело к образованию вокруг устья «воронки проседания» глу- биной 2,5 м и диаметром 5,5-6 м. Для ликвидации осложнения спущено направление на глубину 49 м с последующим цементированием, а устье закреплено путем выклад- ки клетки из круглого леса, забутовки и заливки песчано-цементной смесью.
Таблица 2.9 – Сведения по поглощениям при бурении скважины №200 на Войской площади
| Интервал (глубина) поглощения, м | Интенсивность поглощения | Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений | Примечание (сопутствующие осложнения) |
| 27,0 35,0-52,0 53,0-306,0 | Поглощение – 3,5 м3/ч Полное поглощение Полное поглощение | - Бурение без выхода или с частичным выходом циркуляции. Продавка в скважину «тампонов» из пенорезины, торфа, мха и резиновой крошки. Спуск удлинённого направления на глубину 49 м. Бурение на технической воде без выхо- да циркуляции. Доставка назабой «тампонов» из пенорезины, торфа, мха. Закачка перед подъёмом инструмента высоковязкого раствора. Закачка в интервале 49-66 м соляро- бентонитовой смеси с предварительной доставкой «тампона». Установки цемент- ных мостов в интервалах 49-66 и 49-70 м с помощью вихревого переводника, 49-57, 52-83, 180-220, 200-235 м в баш- маке направления. Перед установкой мо- стов спускались «тампоны» из мха, торфа, целлофановых стружек, ветоши. Аэрация буровогораствора | - Обвалы, образова- ние на устье «во- ронки проседания». Длительные про- работки ствола скважины при спуске. В интер- вале 194-304 м диаметр скважины составляет более 700 мм при диа- метре долота 295,3 мм. Затрачено 1533 ч/63,87 сут. |
При бурении долотом 295,3 мм с глубины 53 м вновь открылось полное погло- щение, которое сопровождало углубление скважины до 306 м. В соответствие с пла- ном работ по ликвидации геологического осложнения использовалась техническая вода. Для снижения интенсивности поглощения на забой периодически доставлялись
«тампоны», перед подъёмом бурильного инструмента проводилась закачка высоко- вязкой жидкости для очистки ствола скважины от шлама. В связи с низкой скоростью бурения и простоями для накопления воды происходило увлажнение глинистого из- вестняка, что сопровождалось длительными проработками. Особенно длительные проработки начались при вскрытии девонских отложений, сложенных глинистыми известняками повышенной трещиноватости. В связи с отсутствием исследований по- глощающихпластов(кромеопределениястатическогоуровня)невозможноопреде-
лить истинные интервалы поглощений и приемистость пластов. Однако, судя по ак- там на ликвидацию геологического осложнения, наиболее кавернозным участком яв- ляется интервал 35-83 м. Для ликвидации поглощений в этом интервале была сделана попытка установки 4-х цементных мостов, в том числе с вихревым переводником. Все эти попытки были безрезультатны. Не дали результатов и закачка соляро-бентони- товой смеси (возможно, из-за недостаточного объёма закачиваемой смеси) и доставка
«тампонов» из грубодисперсных наполнителей.
Установка цементных мостов (двух) в интервале залегания девонских отложений с предварительной доставкой «тампонов» не позволила ликвидировать поглощение. Од- нако, интенсивность его в целом уменьшилась и при бурении в интервале 220-280 м до- стигала 0,8 м3/час при подаче насосов 26-28 л/с и с использованием глинистой суспензии плотностью 1 050-1 060 кг/м3 и вязкостью 28-58с.
Геологическое осложнение ликвидировано спуском кондуктора на глубину
400 м с последующим цементированием.
При бурении скважины №1 – Воргамусюрская зона поглощения была вскрыта на глубине 20 м. Интервал 20-114 м был пройден долотом 490 мм со скоростью до 1 м/ч с частичными поглощениями (табл. 2.10). Исследования в рассматриваемом интервале не проводились. На глубине 119 м наблюдался провал инструмента на 0,5 м и полное поглощение бурового раствора. В дальнейшем до глубины 203 м бу- рение велось на технической воде без выхода циркуляции, с регулярной подачей на забой наполнителей, периодическим прокачиванием вязкого раствора для очистки ствола скважины от шлама и установкой цементных мостов. Провалы инструмента в дальнейшем отмечены на глубине 137, 216,5, 455 м. В интервале 119-685 м было установлено 14 цементных мостов, половина из которых после ОЗЦ не была обна- ружена. Тем не менее в некоторых интервалах после установки моста интенсивность поглощения снижалась. Например, в интервале 150-176 (бурение без выхода цирку- ляции) была восстановлена частичная циркуляция. Однако, всё это имело времен- ный характер и связано с частичной кольматацией коллектора и низкой прочностью кольматационногобарьера.
Вследствие сужения ствола и использования технологии бурения с промывкой технической водой без выхода циркуляции наблюдалось зашламование ствола сква- жины, что требовало неоднократных и длительных проработок.
Таблица 2.10 – Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений на Воргамусюрскойплощади
| Интервал, м | Интенсив- ность | Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений | Примечание |
| 20-114 119-126 (119) 134-137 | Частичное 90 м3/ч Полное | Удельное поглощение не зафиксировано. Бурение на технической воде без выхода циркуляции. Установка цементного моста в интервале 112-126 м. Бурение на технической воде с подачей 10-12 л/с. Добавление наполнителей: целлофан, резиновая крошка. Установка цементного моста. | «Провал» инструмента на 0,5 м. Для установки моста ис- пользуется БСС с каль- цинированной содой. |
| Интервал, м | Интенсив- ность | Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений | Примечание |
| 141-144 | Полное | Установка цементного моста в интервале | Для очистки ствола от |
| 155-160 | < 10 м3/ч | 126-144 м. | шлама – высоковязкие растворы. |
| 160-168 | Полное | Установка моста в интервале 161-168 м. | |
| 168-171,4 | Полное | Цементный мост в интервале 140-171,4 м. | |
| 171,4-196,7 | Полное | Цементный мост в интервале 173-196,7 м. | По данным термомет- |
| рии поглощение на | |||
| глубине 176 м. | |||
| 190-203 | Полное | Затирка наполнителя. Установка моста в | |
| интервале 150-176 м. | |||
| 203-250 | Полное | Бурение без выхода циркуляции. Цемент- | «Провал» инструмента |
| ный мост с добавками слюды: 190-220 м. Продавка ВУРа. | на 1,5 м. Расход воды 2 270 м3. | ||
| 250-273 | Полное | Цементные мосты с резиновой крошкой: | |
| 200-245; 180-218 м. Закачка полиэтилено- | |||
| 202-392 | Полное | вой стружки. Закачка наполнителя: мех, мешкотара, | Расход воды 3 194 м3. |
| стружка, крошка. Цементный мост в ин- | |||
| 398-468 | Полное | тервале 180-220 м. Бурение без выхода циркуляции. | Расход воды 3 910 м3. |
| «Провал» 455-457 м. | |||
| 468-685 | Полное | Бурение без выхода циркуляции. | Расход воды 6 993 м3. |
| 685-1 235 | Полное | Бурение на технической воде без выхода | Сужение ствола, про- |
| циркуляции. Спуск обсадной колонны | работки. Слом инстру- | ||
| диаметром 324 мм на глубину 1 212 м. | мента на глубине | ||
| 774 м. |
Анализ результатов бурения показал, что применение традиционных методов предупреждения и ликвидации поглощений в зонах повышенной трещиноватости и кавернозности, с высоким гипсометрическим положением выхода карбонатов по от- ношению к базису эррозии, не принесло положительных результатов.
Харьягинское и Южно-Харьягинское месторождения
Поглощения на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях при- урочены к рифогенным массивам позднедевонского-раннетурнейского возрастов и карбонатным коллекторам старооскольского яруса среднего девона и обычно харак- теризуются крайне неоднородной гидропроводностью. Интервалы поглощения харак- теризуются наличием пористо-кавернозных, каверно-карстовых и в различной степени трещиноватых известняков и доломитов, слагающих как тело рифа, так и об- легающую его толщу. Характерными признаками возникновения поглощений на Ха- рьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях являлись резкое увеличение механической скорости проходки, провалы инструмента, повышенное содержание шлама в растворе. По промысловым данным на ликвидацию поглощений на Харьягин- ском и Южно-Харьягинском месторождениях затрачивалось в среднем около 10-14% ка- лендарного времени строительстваскважины.
Наибольшее распространение при ликвидации поглощений на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях получили тампоны типа «мягких пробок» сле- дующих видов:
1. Смесь бурового раствора снаполнителями.
2. Бентонито-битумнаяпаста.
3 Тампоны на углеводородной основе:
3.1.Соляробентонитовая смесь (СБС) с добавкой или без добавки ПАВ.
3.2. Нефтебентонитовая смесь (НБС).
4. Замазки.
5. Латекс.
Наибольшее распространение на Харьягинском и Южно-Харьягинском место- рождениях получили следующие наполнители: резиновая крошка, квик-сил, выбу- ренный шлам, керамзит, кордное волокно, целлофановая стружка, древесные опилки, кора, мох и другие. При этом в тампоне использовали смесь гранулярных, волокни- стых и пластинчатых наполнителей в соотношении 1: 2: 2. Объём тампона составлял обычно не менее 5-10 м3. В отдельных случаях в зависимости от мощности поглоща- ющего пласта он достигал 50-100 м3.
При частичных поглощениях широко применялись тампоны из соляробентони- товой (СБС) или нефтебентонитовой (НБС) смеси. Состав СБС: а) без добавок ПАВ – 1 м3 дизельного топлива и 1-1,2 т бентонитовой глины; б) с добавкой ПАВ – 1 м3 ди- зельного топлива, 1,2-1,5 т бентонитовой глины и 0,5% ПАВ (от массы смеси). ПАВ придаёт подвижность СБС и способствует лучшему отделению дизельного топлива от смеси. В качестве ПАВ использовали крезол, Na2CO3 и др. Объём СБС и НБС обычно не превышал 1,5-3 м3. Допустимый объём этих смесей составлял 10 м3, однако в этом случае необходимо было увеличивать объёмы буферных жидкостей.
Для получения мягких пробок в интервале зоны поглощения применяли замаз- ки, бентонито-битумные пасты, латекс.
Замазка обладает достаточной пластичностью и гидрофобностью, не подвергается размыву в потоке жидкости и хорошо закупоривает имеющиеся в породе трещины. Сни- жение интенсивности поглощения при помощи замазки может быть достигнуто только в трещиноватых и пористых породах (применение замазки в кавернозных породах не целе- сообразно). Для доставки замазки в пласт применяли контейнер, состоящий из трёх обсад- ных труб. Для лучших условий выдавливания замазки на забое в процессе её загрузки в трубу периодически заливали отработанное масло (10 кг на 200 кг замазки). При необхо- димости (большая мощность зоны поглощения) замазка выпрессовывалась на забой в два рейса. В этом случае замазку задавливали в пласт после доставки всей порции на забой. Если поглощающая зона находится выше забоя, следует предварительно установить це- ментный мост у подошвы поглощающей зоны, после чего можно задавливать замазку. Для задавки замазки в трещину поглощающего пласта на бурильные трубы навинчивали трёхшарошечное долото диаметром, равным диаметру скважины, и спускали в скважину. После подъёма бурильных труб с долотом зону поглощения заливали цементным раство- ром через открытый конец бурильных труб.
Бентонитобитумная паста состоит из битума марки БН-5 или БН-4, бентонитовой глины и дизельного топлива. Соотношение битума и бентонитовой глины 1: 1. Пластиче- ская вязкость битумобентонитовой пасты регулируется введением разного количества ди- зельного топлива в зависимости от проницаемости пород поглощающего горизонта.
Для установки тампонов иногда использовался латекс. Латекс в зоне поглоще- ния коагулирует под влиянием смешивания его с солями двух- и трёхвалентных ме- таллов. При этом образуется эластичная плотная каучуковая масса, заполняющая поры, трещины и каверны поглощающей зоны.
Традиционно применяемые способы изоляции поглощающих пластов путём за- качки в пласт тампонирующих смесей через открытый конец труб или с помощью па-
кера далеко не всегда приводили к желаемому результату. Объясняется это тем, что поглощения на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях, как правило, приурочены к карбонатным коллекторам, которые обычно характеризуются крайне неоднородной гидропроводностью. Поэтому тампонажный раствор, попав в такой пласт, движется в нём не сплошным и равномерным потоком, а преимущественно по немногим, наиболее дренированным каналам наибольшей раскрытости. Растекаясь далеко вглубь от приствольной зоны, он стремится под действием гравитационных сил занимать в пласте донное положение. В результате наиболее раскрытые каналы, будучи на короткое время заполнены тампонирующим материалом, в последующем
«оголяются», так как силы сопротивления в канале не достаточны, что бы зафиксиро- вать в нём раствор. Процесс осложняется тем, что при движении по стволу ниже бу- рильных труб и в пласте, раствор неизбежно смешивается с промывочной жидкостью и в значительной мере утрачивает свои тампонирующие свойства.
При изоляции поглощающих пластов с крайне неоднородной гидропроводно- стью важно в первую очередь закрыть каналы с высокой гидропроводностью. По- ставленная задача была частично решена с помощью поэтапной селективной изоляции, начиная с изоляции каналов наибольшей раскрытости прямо на забое пу- тём забойной сепарации тампонажного раствора. Богатая цементом (твёрдой фазой) смесь с требуемым водоцементным отношением при этом закачивается в пласт, а обеднённая цементная суспензия эжектируется и отводится из зоны тампонирования. Забойная сепарация осуществлялась с помощью вихревого переводника.
Следует отметить, что на Харьягинском и Южно-Харьягинском месторождениях были испытаны модифицированные стабильные пены, которые открывают широкие возможности их применения не только для прохождения зон катастрофических погло- щений, но и при разбуривании вечномёрзлых пород, что так же актуально при бурении скважин на этих месторождениях, так как мощность ММП составляет около 300 м.
Сущность технологии бурения с использованием модифицированной стабиль- ной пены (МСП) заключается в следующем. При вскрытии водоносного горизонта в подаваемый в скважину воздушный поток вводится бентонитовый раствор с высоким содержанием пенообразующего ПАВ (гильсонит). В результате контакта воздушной струи с пластовой водой образуется стабильная пена, что приводит к увеличению вы- носной способности воздушного потока.
В ходе испытаний были установлены следующие преимущества МСП:
- обеспечение хорошей очистки забоя скважины при скорости восходящего по- тока воздуха в затрубном пространстве 0,23-0,76м/с;
- образование на стенках скважины тонкой непроницаемойкорки;
- обеспечение мгновенной очистки рабочей поверхности долота и удаление от него выбуреннойпороды;
- кратное уменьшение потребности в расходе воздуха по сравнению с продув- кой забоя чистымвоздухом.
Хасырейское месторождение
Одной из основных проблем при бурении скважин на Хасырейском месторож- дении (Вал Гамбурцева) является поглощение бурового раствора.
На месторождении выделено 4 интервала поглощений, которые могут встре- чаться на разных скважинах в различных комбинациях:
- I интервал: 504-680 метров. Граница размыва. Подошва залегания ММП. При затягивании работ возможно растепление ММП и осыпи стенок стволаскважины.
- II интервал: 900-970 метров. Граница перехода от нижнего карбона к верхне- му девону. Интервал представлен известняками плотными, серыми,трещиноватыми.
- III интервал: 1 100-1 200 метров. Верхний девон. Представлен известняками плотными серыми, трещиноватыми, встречаются прослоиаргиллитов.
- IV интервал: 1 450-1 800 метров. Верхний девон сарембойский ярус. Пред- ставлен известняками плотнымисерыми.
Для профилактики и ликвидации поглощений использовали:
1. Добавление наполнителей: кордные волокна и резиноваякрошка.
2. Установка цементныхмостов.
3. Бурение на технической воде без выхода циркуляции с периодической про- качкой пачекВУР.
Сводная характеристика способов и методов ликвидации поглощений по фак- тически пробуренным скважинам на Хасырейском месторождении представлена в таблице 2.11.
Таблица 2.11 – Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений на Хасырейскомместорождении
| Интервал, м | Интенсивность | Мероприятия по предупреждению и ликвидации поглощений |
| 562-595 995-1 081 1 118-1 155 | 1,5-2 м3/ч 5-25 м3/ч Катастрофическое | Добавление резиновой крошки. Прокачка ВУР (5-6 м3). Добавление резиновой крошки. Бурение без выхода циркуляции. Цементный мост (7 м3) |
| (потеря циркуляции) | в интервале 940-1 017 м. Нст. = 60 м. | |
| 1 157-1 163 | Катастрофическое | Бурение на технической воде без выхода циркуляции. |
| (потеря циркуляции) | Нст. = 60 м. | |
| 546-590 | 1,5 м3/ч | Добавление резиновой крошки. Прокачка ВУР (5-6 м3). |
| 894-920 1 005 | Полное (5-15м3/ч) Полное (5-15м3/ч) | Установка моста в интервале 585-685 м. Установка моста в интервале 870-920 м. |
| 1 031-1 808 | Катастрофическое | Бурение на технической воде без выхода циркуляции. |
| (потеря циркуляции) | Нст = 100 м. | |
| 735-1 520 | Катастрофическое (потеря циркуляции) Катастрофическое (потеря циркуляции) | Установка мостов в интервалах: 470-502 и 430-511 м. Нст. = 140 м. Бурение без выхода циркуляции. Установка мостов при забое 735 м в интервалах: 470-514 и 590-630 м. Нст. = 140-190 м. |
Усинское месторождение
При бурении в интервале 1 100-1 160 м (рифогенные отложения) произошла полная потеря раствора на углеводородной основе плотностью 0,9 г/см3 с одновре- менным обвалом глинистых пород. Бурение осуществлялось с отбором керна. При этом вынос керна составил – средний 10%, максимальный – 30%. Существующими стандартными технологиями (наполнители, тампонажные смеси) ликвидировать по- глощение не удалось. Поглощение ликвидировано спуском профильного перекрыва- теля в интервал 1 100-1 160 м.
При дальнейшем углублении скважины в интервале 1 192-1 205 м – потеря 600 м3 раствора (бурение практически без выхода циркуляции). Бурение опять осу- ществлялось с отбором керна (вынос керна составил – 10%). Стандартные попытки ликвидации поглощения не принеслирезультатов.
Интервал 1 205-1 480 м представлен продуктивным горизонтом и имеет следу- ющие характеристики:
- коэффициент аномальности –0,5-0,6;
- проницаемость коллектора – 2-6Дарси;
- тип коллектора – карбонатный,порово-трещиноватый;
- пластовый флюид – тяжёлая вязкаянефть;
- диаметр долота – 219,5мм;
- отбор керна во всёминтервале.
Вскрытие этого интервала осуществлялось буровым раствором на основе аф- ронов, который предназначен для вскрытия истощённых горизонтов и зон катастро- фических поглощений.
Бурение осуществлялось с глубины 1 245 м (после установки цементного моста). Начальная плотность раствора на поверхности составляла – 0,86-0,88 г/см3, в сква- жине – 0,98-0,99 г/см3 (расчётная). Бурение осуществлялось частичными потерями раствора в скважине – 1-2 м3 в сутки. На глубине 1 274 м вскрыты карстовые рифо- генные отложения с неопределённой проницаемостью, в результате чего произошло увеличение потерь раствора до 4-10 м3 в сутки. Одновременно осуществлялся отбор керна. При этом вынос керна составил 90-100% с высокой целостностью и сохране- нием своих характеристик и нефтенасыщенности.
Афроны открыты доктором Феликсом Себбой (Политехнический Институт шт. Виржиния, США) в 1987 году и не имеют практически ничего общего с обычны- ми пенами (табл. 2.12). Афроны имеют коллоидальный размер от долей мкм до не- скольких десятковмкм.
Таблицы 2.12 – Сравнительные характеристики афронов и пен
| Характеристика | Пены | Афроны |
| Содержание воздуха | 40-60% | 14-16% |
| Плотность, г/см3 | 0,2-0,6 | 0,85-0,90 |
| Размер | 0,1-10 мм | 10-100 мкм |
| Устойчивость | Низкая | Высокая |
| Характер поверхности | Гидрофильная | Гидрофобная |
| Сжимаемость | Высокая | Низкая |
Система устойчива к воздействию:
- пресных и минерализованных пластовыхвод;
- сероводорода;
- карбонат/гидрокарбонатионов;
- гипса/цемента;
- температуры;
- высоких механическихнагрузок.
Чрезмерное разбавление водой может нарушить стабильность афронов. При сме- шении с сырой нефтью возможно образование устойчивых механических эмульсий.
ГАЗОНЕФТЕПРОЯВЛЕНИЯ