ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ БУРЕНИИ НА СЫНЬЕГАНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Сыньеганское нефтяное месторождение - расположено в 70 км к северу от г. Ханты-Мансийск в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации, и приурочено к двум локальным поднятиям, находящимся в центральной части Ляминского нефтеносного района Фроловской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Основной платформенный разрез сложен юрскими и меловыми отложениями. В пределах месторождения выявлены 2 нефтяные залежи пластово-сводового и структурно-литологического типов. Коллектором служат гранулярные песчаники, имеющие различные пористость и проницаемость, с прослоями глин, битуминозные глины, в которых отсутствует жёсткий скелет проницаемой ёмкости.

Черносланцевый комплекс представлен на Красноленинском своде отложениями трех свит - Абалакской, Тутлеймской (Баженовской) и Фроловской, отложения которых составляют единую генетическую последовательность. Наименее устойчивыми являются, нижняя часть Фроловской свиты и Абалакская свита. Полученный опыт бурения показывает, что породы в проблемных интервалах склонны к разрушению по двум типам.

• обрушение при низком противодавлении на пласты.
• нестабильность вследствие проникновения фильтрата бурового раствора вглубь породы – капиллярный эффект, фильтрация, диффузия и т.д.

Высокая кавернозность интервала доказывает вероятность интенсивного диспергирования породы при контакте с фильтратом бурового раствора и разрушение в результате переноса давления (возникновение высоких напряжений вокруг ствола скважины).

Проблема нестабильности аргиллитов актуальна на всей территории Красноленинского свода. Такие отложения, как правило, являются наиболее сложными для бурения с точки зрения обеспечения стабильности по ряду причин:

• Низкая механическая прочность породы и, как следствие, восприимчивость к механическому воздействию бурильного инструмента и гидродинамических колебаний в скважине.
• Высокая естественная трещиноватость и слоистость структуры. Это приводит к тому, что фильтрат бурового раствора/буровой раствор легко проникает вглубь породы и переносит забойное давление.
• Высокая инертность породы к химическому взаимодействию, что снижает эффективность химического ингибирования.

Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов продуктивных пластов Сыньеганского месторождения определены по результатам лабораторных исследований керна, материалам геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов согласно общепринятой методике, интервалы осложнений приведены в таблице №1

Таблица 1.

Стратиграфический разрез скважины, интервалы осложнений

Литологическая характеристика разреза, стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)

Интервал от 2000-2680 м аргиллиты от тонкоотмученных до слабоалевритистых, с прослоями алевролитов, песчаников, глинистых известняков. Встречаются конкреции сидерита, обугленный детрит, редкие остатки пиритизированных водорослей, рыбный детрит. Интервал от 2680-2720 м верхнетутлеймская подсвита сложена аргиллитами, прослоями слабо битуминозными, с остатками ихтиофауны. Интервал от 2720-2750 м нижнетутлеймская подсвита сложена аргиллитами тонко-отмученными, битуминозными с прослоями глинистых известняков. Отмечается пирит, фосфатные конкреции, остатки рыб, отпечатки двустворок и аммонитов. Интервал от 2750-2770 м аргиллиты, преимущественно тонкоотмученные, в разной степени глауконитовые. Отмечаются многочисленные стяжения пирита, глинисто-карбонатные стяжения. В верхней части прослеживается горизонт манганокальцитовых конкреций, обогащенный глауконитом, рострами белемнитов. Часто породы биотурбированы. Встречаются многочисленные остатки двустворок, аммонитов, пиритизированные водоросли.

Физико-механические свойства горных пород продуктивного пласта

Индекс стратиграфического подразделения подразделения J2 (ЮК2-4) от 2770 до2828 Краткое название горной породы песчаник; Плотность 2300-2550 кг/м3; Пористость 15 %; Проницаемость, 0,0006 мкм2; Глинистость, 10-47 %; Карбонатность1-5 %; Предел текучести 60-160 * 10⁷  Па; Твердость, 380-1000 ш, Мпа; Абразивность 34; Коэффициент Пуассона 0,10-0,36; Модуль Юнга Е, 26,0-49,5 * 10⁹  ПА

Нефтеносность с АВПД

Индекс стратиграфического подразделения J2 (ЮК2-4) от  2770-2820,тип коллектора поровый, плотность 762 кг/м3, подвижность 0,0005 мкм2/(мПа с),  содержание серы 0,76 %, содержание парафина 3,03 %, дебит50 м3/сутки, газовый фактор 70 м3/т, относительная плотность газа по воздуху 0,880 доли единиц, давление насыщения нефти газом, 12,80 (130,56) МПа (кгс/см 2), Вязкость нефти в пластовых условиях 1,26 мПа с, Пластовое давление, 30,80 (314,16)МПа (кгс/см 2), репрессия при вскрытии 2,87 (29,32) МПа (кгс/см2), депрессия при испытании 1, 5 (15,3) МПа (кгс/см2) на  1 м мощности перемычки нефть-вода

Следует отметить, что для кардинального решения вышеперечисленных проблем и эффективного бурения скважин на Сыньеганском месторождении необходимо в первую очередь:

• подобрать буровой раствор для бурения осложненного интервала
• изолировать осложненный участок;
• исследование гидродинамики пласта различных типов залежей с целью создания оптимальных систем;
• рассмотреть для вскрытия продуктивного пласта минерализованный буровой раствор или раствор на углеводородной основе;
• разработать эффективную технологию вскрытия и крепления пласта, где необходимо уделить внимание осложнениям, которые возникают в процессе бурения скважины.

Список литературы:

1. Проектная документация на строительство эксплуатационных скважин на Сыньеганском месторождении.
2. Басарыгин Ю. М., Булатов А. И., Проселков Ю. М. «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». - Недра, Москва, 2000 г -С 325-340.
3. Нефтяники.РФ: электронный журнал 2008-2019 г. Информация о Сыньеганском месторождении (дата обращения 25.05.2019г) http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/khanty_mansijskij_ao/syneganskoe/6-1-0-896