опыт
ГЕОНАВИГАЦИЯ ПРИ ВОССТАНОВЛЕНИИ СКВАЖИН БОКОВЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СТВОЛАМИ
В. КУЛЬЧИЦКИЙ, ЗАО «ГОРИЗОНТ-СЕРВИС-ГЕОНАВИГАЦИЯ» И. ЛЕОНТЬЕВ, ОАО «новатэк» В. ГИРЯ, С. БАТЮКОВ, НК «Таркосаленефтегаз» Г. ГРИГАШКИН, НПП «Самарские горизонты»
Восточно-Таркосалинское месторождение по горно-геологическим характеристикам существенно отличается от разрабатываемых в настоящее время газовых месторождений Западной Сибири. Динамика изменения ресурсной базы убедительно свидетельствует, что в ближайшей перспективе их количество будет расти. Поэтому газовый промысел Восточно-Таркосалинского месторождения можно рассматривать как полигон для испытания новых технологий разработки сложных залежей газа, в том числе и системами горизонтальных стволов, построенных из нерентабельных скважин.
Результаты освоения газовой залежи Восточно-Таркосалинского месторождения системами горизонтальных скважин показали существенные преимущества этих технологий [1, 2]. Объектом разработки является массивная водоплавающая залежь пласта ПК1 на глубине 1250 — 1300 м (рис. 1). При линейных размерах 42 х 36 км средняя эффективная газонасыщенная толщина составляет 11 м. Коллекторами служат слабосцементированные песчаники и алевролиты сеноманского
• Разведочные скважины
• Эксплуатационные скважины на саноиан Контур газовой эалежи
Рис. 1.
Структурная карта по кровле пласта ПК1
возраста. Глинистые прослои не выдержаны по площади. Открытая пористость коллекторов изменяется от 20,4 % до 36,4 %. Проницаемость колеблется от 5 мД до 2560 мД: 50 % коллекторов — 100 — 1000 мД, около 1 % — менее 10 мД. Дебит газа на штуцере 20 мм изменяется от 150 до 787 тыс. м3/сут.
Детальная геологическая модель залежи выявила следующие особенности:
— два продуктивных пропластка
Рис. 2 .
Фрагмент структурной карты по кровле пласта ПК Восточно-Таркосалинского месторождения
разделены глинистой перемычкой с проницаемыми окнами;
— верхний более однородный коллектор прибрежно-морского происхождения содержит 70 % запасов, нижний — континентального — 30 %;
— наличие палеорусел высокопроницаемых коллекторов и окон в разделяющей перемычке обеспечивает дренаж запасов газа из нижнего резервуара без его вскрытия.
На основании скорректированной модели пласта и режимов эксплуатации решено перебурить наклонно-направленные скважины в зонах пониженных коллекторских свойств боковыми 100-150 м горизонтальными стволами (БГС). Примером является первая скважина.
Куст № 4 газовых скважин расположен в центральной части Восточно-Таркосалинского месторождения (рис. 2) Скважина 11 пробурена 17.05.1999 г. и освоена 16.09.1999 г. Глубина по стволу — 1377 м, длина ствола в пласте — 9 м. Угол входа в пласт — 44,7". Первоначальный интервал перфорации 1367 — 1371 м (перфоратор ЗПКС — 80, 12 отв./м). При депрессии 0,6 МПа дебит газа — 163 тыс. м3/сут. После дострела интервала 1371 — 1374 м дебит составил 290 тыс. м3/сут. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин дебит снизился до 174 тыс. м3/сут. Вынос механических примесей и риск прорыва воды из-за вынужденного превышения депрессии не позволили эффективно эксплуатировать залежь наклонно-направленным стволом.
опыт
.1
Рис. 3 .
Диаграммы кажущегося сопротивления (КС) в процессе бурения и поляризационного сопротивления (ПС) при стандартном каротаже
Рис. 4.
Вертикальная проекция бокового горизонтального ствола скважины № 11
БГС бурили с использованием станка «!Ш-РРЕМК8-1500». Окно вырезали в 168-миллиметровой эксплуатационной колонне в интервале 1254,7 — 1263,2 м. БГС диаметром 146 мм пробурен до глубины 1526 м с максимальной интенсивностью увеличения зенитного угла 7П / 10 м в интервале 1380 — 1410 м и зенитным углом 96,4" на глубине 1450 м. Фактическое отклонение БГС на кровлю пласта — 473 м, зенитный угол входа в пласт — 74,2".
Геонавигационное сопровождение выполнено малогабаритной бескабельной телеметрической системой ЗТС-108 с одновременной записью кривой кажущихся сопротивлений (рис. 3).
Геофизический модуль возбуждает многочастотное электрическое поле, используя синусоидальное напряжение, создаваемое скважинным турбогенератором во время работы передатчика телеметрической системы ЗТС-108. Определяется электрическое сопротивление разбуриваемого пласта измерением напряжения, приложенного к электрическому разделителю. Эти процессы происходят благодаря датчикам тока и напряжения, усилителям с регулируемыми коэффициентами усиления, цифровому сигнальному процессору, измерителю частоты генератора переменного напряжения, полосовым фильтрам, многоканальному аналого-цифровому преобразователю телеметрической системы ЗТС-108. Телеметрическая система делит колонну бурильных труб диэлектрическим разделителем на две части и включает блок центрального процессора, генератор переменного напряжения (скважинный генератор), модулятор и симисторный мост [3].
В процессе бурения по кривой КС:
— определена фактическая глубина кровли продуктивного пласта ПК1, отличающаяся от проектной на 1,3 м;
— выявлен наиболее продуктивный участок пласта;
— оптимизирована программа проводки;
— скорректирована траектория входа ствола в этот участок с проходкой по нему 100 м.
Общая проходка по пласту — 141,6 м (рис. 4).
Телеметрическая система геонавигационного комплекса служит для пространственной ориентации компоновки низа бурильной колонны, технологических и геофизических исследований, оптимизации процесса бурения и траектории ствола скважины (рис. 5). Она работает следующим образом (рис. 6). Поток промывочной жидкости в колонне бурильных труб приводит в действие турбину генератора, вырабатывается электроэнергия, питающая электронный блок. Информация от
датчиков преобразуется в кодовую последовательность, которая в зависимости от условий бурения и наличия соответствующих модулей передается по электромагнитному каналу связи. Электромагнитные волны на поверхности принимаются антенной, установленной в 30 — 50 м от буровой установки. Принятые сигналы декодируются в приемном устройстве и вводятся в компьютер для обработки. Скважин-ная часть телеметрической системы имеет модульную конструкцию и ее функциональные возможности зависят
от состава модулей (навигационный, геофизический и технологический) [4].
Базовая комплектация скважинного прибора обеспечивает геонавигацию, непрерывную передачу информации на поверхность в процессе бурения и измерения угловых параметров в статике без циркуляции бурового раствора.
Ствол скважины обсажен 114-миллиметровым хвостовиком в интервале 1151 — 1522 м, фильтры установлены в продуктивной части пласта ПК1: 1388 — 1398, 1435 — 1455 и 1490 — 1510 м. Хвостовик зацементирован в интерва-
опыт
Рис. 5 .
Геонавигационный комплекс месторождения
Параметры Диапазон измерений Погрешность
Зенитный угол, град. 0 - 130 ± 0,1
Азимутальный угол, град. 0 - 360 ± 1,0
Угол установки отклонителя, град. 0 - 360 ± 1,0
Кажущееся сопротивление, Ом/м 0 - 200
Частота вращения забойного двигателя, об/мин 0 - 500
Частота вращения турбогенератора, об/мин 0 - 3000
Температура на забое, оС 0 - 125
Максимальная рабочая температура, оС 125
Максимальное гидростатическое давление, МПа 50
Расход промывочной жидкости, л/с 12 - 20
Максимальные растягивающие и сжимающие нагрузки, кН 500
Максимальный вращающий момент, кН/м 20
Минимальный радиус кривизны стола, м 50
Содержание песка в растворе, % < 3
Наработка на отказ, ч 100
Диаметр скважинной части телесистемы, мм 108
Длина телесистемы без диамагнитного удлинителя, м 3,0
Длина диамагнитного удлинителя, м 2 х 2
Масса телесистемы без диамагнитного удлинителя, кг 120
Присоединительные резьбы М102
Материал корпусных деталей телеметрическое системы диамагнитная сталь
Табл. 1 .
Технические характеристики телеметрической системы ЗТС-108
Рис. 6 .
Малогабаритная забойная телеметрическая система ЗТС-108
ле 1151 — 1375 м до кровли пласта ПК1. Скважина оборудована лифтом НКТ диаметром 114 мм и диаметром 89 мм с заходом в хвостовик, воронка установлена на глубине 1157 м.
По результатам освоения БГС получен полуторакратный дебит газа, что обеспечило рентабельную эксплуатацию скважины. Решено продолжить опытные работы на двух скважинах куста № 17 Восточно-Таркосалинского месторождения.
Учитывая перспективность геонавигационных технологий, особенно при
разработке газовых залежей в слабо-дислоцированных отложениях с малой газонасыщенной толщиной и плохими коллекторскими свойствами, НК «Тар-косаленефтегаз» профинансировала изготовление телеметрической системы ЗТС-108ГИС с геофизическим модулем, измеряющим четыре параметра, — КС, ГК, электромагнитный каротаж — двухчастотный.
Выводы
■ Благодаря геонавигации стало возможным перебуривание боковыми горизонтальными стволами малодебит-ных вертикальных и наклонных газовых скважин в сложных горно-геологических условиях с малой толщиной пласта и изменчивой глубиной кровли.
■ Геофизические исследования в процессе бурения позволяют не только оптимизировать траекторию ствола, но и отказаться от практики бурения пилот-ствола для уточнения глубины залегания продуктивного пласта и избежать затрат на привязочные и промежуточные каротажи.
Литература
1. Гиря В.И., Леонтьев И.Ю., В.В. Кульчицкий В.В. Геонавигация при разработке газовых залежей сложного геологического строения // Газовая промышленность. — 2002. — № 11. — С. 30 — 33 .
2. Гиря В.И., Леонтьев И.Ю., Кульчицкий В.В. Прогнозирование показателей разработки газовых залежей сложного геологического строения. 5-я НТК 23-24.01.2003. «Актуальные проблемы состо
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.