Сегодня в России планомерно вводятся в промышленную эксплуатацию новые месторождения Арктики и Арктического шельфа. Особую ценность представляют проекты по производству сжиженного природного газа (СПГ). Главные преимущества СПГ – это экологичность, наличие гибкости в рынках сбыта.
Одним из самых современных проектов по добыче, сжижению и поставкам природного газа является проект Ямал СПГ, источником углеводородов (УВ) для которого служит Южно-Тамбейское месторождение. В 2018 г. на проекте была пробурена глубокая скважина в условиях АВПД, о которой и пойдет речь.
ПЛАНИРОВАНИЕ И ОЦЕНКА РИСКОВ
За несколько лет существования проекта на месторождении было пробурено более ста горизонтальных скважин в интервале 1540 – 2850 м меловых отложений[1]. Основанием для начала подготовки к бурению глубокой скважины с горизонтальным окончанием являлись планы по доразведке юрских отложений, залегающих в интервале глубин 3450 – 3850 м, с целью ввода их в добычу после выработки запасов газового конденсата по вышезалегающим пластам.
Несмотря на накопленный опыт, полученный при бурении основного фонда скважин, процесс планирования горизонтальной скважины в зоне АВПД требовал пошагового рассмотрения, так как помимо более высоких капитальных затрат возникали новые технологические сложности, в том числе вырастал риск аварийных ситуаций. Не исключено было и возникновение газонефтеводопроявлений (ГНВП) в зонах аномально-высоких пластовых давлений в отложениях юрского возраста.
Проектирование эксплуатационной скважины на юрские отложения было начато с определения перечня задач, которые планировалось решить строительством скважины, выявления и анализа технологических и геологических рисков, с которыми можно столкнуться в процессе ее строительства. В качестве исходной информации использовались статистические данные и обновленные карты рисков по скважинам, пробуренным на отложения мелового периода, анализировались практики бурения скважин с АВПД, полученные от сервисных подрядчиков, буровых и добывающих компаний. Также были учтены данные по пяти разведочным скважинам, пробуренным на Южно-Тамбейском месторождении в период с 1977 по 2014 гг., опыт строительства разведочных юрских скважин на других месторождениях «НОВАТЭК». По итогам проведенной аналитической работы были выявлены основные риски:
– ГНВП в продуктивной части, высокие нагрузки на буровое оборудование (пластовая температура в интервале юрских пород достигает 120 ºC, пластовое давление превышает 60 МПа);
– ГНВП при преждевременном вскрытии АВПД пластов на недостаточном удельном весе бурового раствора (неопределенность положения кровли продуктивных интервалов ачимовской толщи нижнемеловых отложений и пород юрской системы может достигать 40 м);
– ГНВП/катастрофические поглощения раствора в зонах с узким окном плотности бурового раствора (в продуктивном пласте была отмечена минимальная разница между пластовым/поровым давлением и давлением гидроразрыва);
– Снижение механической скорости бурения (выявлены интервалы особо плотных пород с ожидаемым пределом прочности до 250 МПа);
– Недоспуск секций обсадных колонн до проектных глубин, а также возможные обрушения ствола скважины (континентальные условия осадконакопления части меловых пластов и группы пластов ЮЯ7-9 предполагает наличие углистых пропластков).
В ходе второго этапа проектирования эксплуатационной скважины были рассмотрены меры по снижению вероятности возникновения вышеперечисленных рисков и меры по минимизации последствий в случае их возникновения. Методы снижения рисков включали в себя как технологические методы, например, бурение с контролируемым давлением для минимизации вероятности ГНВП, расширенный комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) во время бурения для снижения геологических неопределенностей и более точного определения глубин залегания пластов АВПД, так и инженерные расчеты, геомеханическое и геологическое моделирование.
В процессе изучения технической и геологической информации были условно выделены три основных интервала:
– Верхний интервал связан с отложениями марессалинской, яронгской и танопчинской свит. Данные породы представлены переслаиванием глин, алевролитов и пластов песчаников. Вниз по разрезу от пород марессалинской свиты к продуктивным интервалам танопчинской свиты наблюдается существенное увеличение макронеоднородности залегающих отложений. Разрез танопчинской свиты имеет континентальный генезис, в разрезе часто встречаются пропластки углистого детрита. В целом на Южно-Тамбейском месторождении данный интервал довольно хорошо изучен эксплуатационным и разведочным бурением (построено более 100 эксплуатационных и 59 разведочных скважин). Градиент пластового давления соответствует нормальному гидравлическому давлению, а температура не превышает 80 ˚С. Градиент гидроразрыва пласта – 1,75 – 2,10 г/см3.
– Средний интервал. Отложения танопчинской свиты залегают на породах ахской свиты, которые совместно с баженовским горизонтом и абалакской свитой были объединены во второй комплекс. Глины ахской свиты в пределах Южно-Тамбейского месторождения имеют выраженное клиноформное строение, что хорошо прослеживается на каротажных диаграммах пробуренных скважин и на временных сейсмических разрезах. Комплекс пород нижнего мела и верхней юры (бажен+абалак) практически полностью заглинизирован, за исключением песчаных пластов, появляющихся в фондоформенных частях клиноформ. Согласно расчетам по методу Итона аномальность пластового давления в отложениях ахской, баженовской и абалакской свит постепенно нарастает от кровли ачимовки до 1,59 г/см3. Градиент гидроразрыва данного интервала соответствует диапазону 2,11 – 2,15 г/см3.
– Нижний интервал разреза связан с целевым юрским горизонтом. Юрские породы в пределах Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения (ГКМ) представлены переслаиванием терригенных пород в виде мелкозернистых песчаников, серых алевролитов, аргиллитов, в нижней части разреза встречаются угли [3, 4]. Продуктивные пласты ЮЯ2-ЮЯ4 выделены в интервале залегания малышевской свиты, внутри вымской свиты продуктивные пласты индексируются на ЮЯ7-ЮЯ9. Интервалы залегания продуктивных пластов ЮЯ2-ЮЯ4 и ЮЯ7-ЮЯ9 разделяет мощная глинистая пачка толщиной до 120 м. При сопоставлении результатов бурения поисково-разведочных скважин и материалов ГИС коэффициент аномальности пластового давления целевого юрского интервала был определен в диапазоне 1,72 – 1,76 при градиенте ГРП 2,5 г/см3.
Задачей одного из заключительных этапов проектирования был выбор конструкции скважины. После технической и экономической оценки различных типов конструкций, учитывающих ограничения, накладываемые специфическими термобарическими параметрами интервалов бурения, была принята конструкция скважины с диаметром горизонтальной секции 155мм под хвостовик диаметром 114 мм с нестандартными диаметрами вышележащих секций. Например, диаметр секции под эксплуатационную колонну 194 мм составлял 245 мм, под одну из промежуточных колонн – 317 мм. Для обеспечения оптимального (перпендикулярно стволу скважины) направления трещин при выполнении многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) азимут горизонтальной части ствола скважины был направлен вдоль минимального горизонтального стресса. Подобное направление горизонтальной секции скважины также является оптимальным для поддержания стабильности ствола.
ПОДГОТОВКА К БУРЕНИЮ
На месторождении находилось несколько буровых станков, которые использовались для бурения скважин основного фонда. Для осуществления работ в зоне АВПД некоторые узлы одного из станков подверглись модернизации. В частности, дополнительно установили манифольд, способный выдерживать давление до 70 Мпа. Также для соблюдения требований противофонтанной безопасности было изготовлено, завезено и смонтировано противовыбросовое оборудование (ПВО) на 105 МПа по схеме ОП-10 со срезными плашками.
В связи с нестандартными диаметрами секций особое внимание уделили дизайну компоновок низа бурильной колонны (КНБК), выбору наиболее эффективного оборудования для наклонно-направленного бурения (ННБ), а также соответствующего породоразрушающего инструмента. Наличие глубоких секций большого диаметра потенциально могло не только усложнить выполнение задач наклонно-направленного бурения, но и привести к чрезмерному накоплению усталостных нагрузок и аварийным ситуациям, поэтому для каждой КНБК при выполнении механического моделирования были подобраны оптимальные стабилизирующие элементы. Дополнительно, в связи с ожиданием длительной работы оборудования в агрессивной углеводородной среде, в лаборатории произвели тесты совместимости резиновых элементов винтовых забойных двигателей (ВЗД) и роторных управляемых систем (РУС) с промывочной жидкостью. Для секций 317 мм и 245 мм с учетом решаемых задач создали новый долотный дизайн. В верхней секции предпочтение было отдано увеличению механической скорости проходки (МСП), а в нижней – повышению управляемости. Для обеспечения максимальной МСП при бурении горизонтальной секции подготовили долото с гребнеобразными алмазными режущими элементами (RDE), обеспечивающее большее внедрение резца в породу по сравнению с обычными поликристаллическими алмазными резцами (PDC).
Центральной задачей при проектировании промывочной жидкости было создание рецептуры раствора для бурения протяженной горизонтальной секции. Узкое окно бурения, значительная разница температур по стволу скважины, а также высокий градиент пластового давления предопределили основные требования к буровому раствору: высокий удельный вес, оптимальная и стабильная реология для поддержания минимальной эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) и снижения общих потерь давления, совмещенная с седиментационной устойчивостью утяжелителя (барита) для недопущения его оседания. Данным требованиям удовлетворял специально разработанный раствор на углеводородной основе (РУО) с удельным весом 1,89 г/см3, обладающий низкой вязкостью и плоским реологическим профилем.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Сопровождение процесса бурения скважины, помимо персонала на месторождении, круглосуточно осуществляли инженерные центры всех участвующих сторон, включая Центр сопровождения бурения НОВАТЭК-Нтц. Роли и полномочия определялись регламентом взаимодействия при строительстве скважины. Данный подход позволил решать новые задачи, возникающие во время бурения, качественно и оперативно. Например, для устранения проблем в режиме реального времени вводились новые процедуры промывки и проработки, а также подбирались оптимальные режимы бурения. После окончания бурения секции обновлялась карта рисков. В процессе бурения горизонтальной секции удалось выдержать безопасный диапазон между эквивалентной статической и циркуляционной плотностью, установленный геомеханическим расчетом.
По итогам проведенного планирования и бурения на Южно-Тамбейском месторождении была построена первая скважина на породы юрского возраста с последующим проведением многостадийного гидроразрыва пласта. Ожидаемая промышленная газоносность связана с пластами ЮЯ2-ЮЯ9, залегающими на глубине 3450 – 3850 м и характеризующимися крайне низкими фильтрационно-емкостными свойствами (Кпр ~0,3 – 0,7мД), высоким коэффициентом аномальности пластового давления. Приобретенный опыт и полученные уроки являются базой для планирования следующих скважин в зоне АВПД на Южно-Тамбейском месторождении.
