Подбор плотности бурового раствора для оптимизации бурения скважин в доюрском комплексе Томской области на основе 1D геомеханического моделирования

Выбор оптимальной плотности бурового раствора для горизонтальных скважин в палеозойском интервале на основе геомеханической модели. Расчет эмпирических зависимостей упругих и прочностных свойств для палеозойских карбонатов.

ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………………………………………. 16
1 ХАРАКТЕРИСТИКА КУЛГИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ………………… 18
1.1 Общие сведения о месторождении ………………………………………………….. 18
1.3 Стратиграфическая характеристика района …………………………………….. 23
1.4 Тектоническое строение района ……………………………………………………… 27
1.5 Нефтегазоносность доюрских отложений ……………………………………….. 29
2 ОБЪЕКТ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЯ …………………………………………. 31
2.1 Объект исследования ……………………………………………………………………… 31
2.2 Этапы построения и калибровки 1D геомеханической модели…………. 32
3 ПОСТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ……………… 35
3.1 Восстановление поперечной волны…………………………………………………. 35
3.2 Восстановление плотностного каротажа …………………………………………. 37
3.3 Оценка вертикального напряжения …………………………………………………. 39
3.4 Оценка порового давления ……………………………………………………………… 41
3.5 Определение динамических модулей по ГИС………………………………….. 43
3.6 Определение статических модулей по керну …………………………………… 45
3.7 Определение прочности на одноосное сжатие …………………………………. 48
3.8 Определение угла внутреннего трения ……………………………………………. 51
3.9 Определение прочности на растяжение …………………………………………… 58
3.10 Определение магнитуд горизонтальных напряжений ………………………. 60
3.11 Определение направлений горизонтальных напряжений …………………. 62
3.12 Определение устойчивости стенок скважины………………………………….. 65
3.13 Определение оптимальной траектории горизонтальной скважины ….. 69
4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ…………………………………………………………………………….. 75
4.1 Оценка коммерческого потенциала исследования …………………………… 75
4.2 Анализ перспективности исследования …………………………………………… 78
5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ………………………………………………….. 81
5.1 Защита в чрезвычайных ситуациях …………………………………………………. 81
5.2 Правовые и организационные вопросы организации труда ……………… 83
5.3 Охрана окружающей среды …………………………………………………………….. 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ …………………………………………………………………………………………… 90
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ……………………………………….. 92
ПРИЛОЖЕНИЕ А ……………………………………………………………………………………….. 98

Палеозойский интервал Кулгинского месторождения является
перспективным объектом разработки нетрадиционных запасов нефти Томской
области. На сегодняшний момент запланировано активное разбуривание
доюрского комплекса, поэтому первоочередной целью является
прогнозирование безопасного бурения горизонтальных скважин.
Данная цель достигается путем применения геомеханической модели,
позволяющей рассчитывать безопасное окно плотности бурового раствора для
бурения в палеозойском пласте, представленного трещиноватым карбонатом.
В результате проведенной работы проведен анализ керна и получены
эмпирические зависимости, характеризующие упругие свойств палеозойских
отложений Кулгинского месторождения, такие как: статический модуль Юнга
и коэффициент Пуассона. Построены паспорта прочности для доюрских
карбонатов и получены корреляции для угла внутреннего трения и прочности
на одноосное сжатие. Найдена зависимость между динамическим и
статическим модулями Юнга по исследованиям керна.
Построенные эмпирические зависимости нашли свое подтверждение
при калибровке градиента обрушения на каверномер.
С помощью снимков электрического микроимиджера были определены
азимуты минимального и максимального горизонтальных напряжений, что
позволило определить безопасные направления бурения будущих
горизонтальных скважин.
С помощью пороупругой модели рассчитаны магнитуды минимального
и максимального горизонтального напряжения с калибровкой на показания
мини-ГРП.
Анализ модели привел к разделению палеозоя на два интервала: верхний
и нижний. Обильные вывалы по показаниям каверномера и плотная
трещиноватость на снимках электрического микроимиджера позволили
сделать вывод о заниженной прочности на одноосное сжатие в верхнем
интервале палеозоя. Такой вывод обуславливает большую плотность бурового
раствора 1,53 г/см3 для безопасного бурения горизонтальных скважин в
верхнем интервале (3081,5 – 3360 м).
Нижний интервал (3360-3580 м) полностью согласуется с прочностными
характеристиками, полученными по корреляциям с керна, и является
благоприятным для бурения горизонтальных скважин без значительного
увеличения плотности бурового раствора равного 1,16 г/см3.

1.Акопова А.С. и др. Повышение экологической безопасности при
обращении с отходами бурения // Строительство нефтяных и газовых
скважин на суше и на море. – 2010. – С. 10–15.
2.Бобренко И.А., Павлова Е.Ю. Проблема повышения экологической
безопасности при обращении с отходами бурения на территории
Западной Сибири // Омский научный вестник. – 2015. – С. 5–8.
3.Бочкарев В.С. и др. Новые данные о фундаменте Западно-Сибирской
геосинеклизы и их геологическое значение // Горные ведомости. –
Непубличное акционерное общество” Сибирский научно-аналитический
центр”, 2019. – С. 4–21.
4.Вагнер Г.Р. и др. Инструкция по охране окружающей среды при
строительстве скважин на суше на месторождениях углеводородов
поликомпонентного состава, в том числе сероводородсодержащих РД 51-
1-96 // «Газпром». – 1998. – С. 65.
5.Жулина С.А. Федеральные нормы и правила в области промышленной
безопасности Правила безопаности в нефтяной и газовой
промышленности // ЗАО НТЦ ПБАО. – 2013. – С. 288.
6.Иванов К.С. и др. Новые данные о строении фундамента Западно-
Сибирской плиты // Литосфера. – 2012. – С. 91–106.
7.Исаев Г.Д. Геология и тектоника палеозоя Западно-Сибирской плиты //
Литосфера. – 2010. – С. 52–68.
8.Конторович В.А. и др. Модель геологического строения и
нефтегазоносность зоны контакта палеозойских и мезозойских
отложений в Чузикско-Чижапской зоне нефтегазонакопления //
Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –
ОткрытоеакционерноеобществоВсероссийскийнаучно-
исследовательский …, 2006. – С. 91–102.
9.Маркин М.А., Гула А.К., Юсупов Я.И. Комплексный геомеханический
подход для выбора интервалов проведения ГРП на примере баженовской
свиты в пределах Красноленинского свода // Бурение и нефть. – 2016. – С.
50–55.
10.Торопецкий К.В. и др. Обзор петрофизических зависимостей для
построения одномерных геолого-геомеханических моделей в задачах
устойчивости ствола скважины при бурении // Автоматизация,
телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2016. – С. 31–44.
11.Abbas A. и др. Wellbore Trajectory Optimization Using Rate of Penetration
and Wellbore Stability Analysis // SPE International Heavy Oil Conference
and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2018. – С. 1–11.
12.Albukhari T.M. и др. Geomechanical Wellbore Stability Analysis for the
Reservoir Section in JNC186 Oil Field // ISRM 1st International Conference
on Advances in Rock Mechanics – TuniRock 2018. – International Society for
Rock Mechanics and Rock Engineering, 2018. – С. 1–15.
13.Belhouchet M. и др. Integrating Real-Time Azimuthal Acoustic Data with
Wellbore Stability Analysis for Safe and Fast Drilling, South & East Field,
Kuwait // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. –
Society of Petroleum Engineers, 2018. – С. 1–17.
14.Biot M.A. Mechanics of deformation and acoustic propagation in porous
media // Journal of Applied Physics. – 1962. – С. 1482–1498.
15.Borglum S.J., Stetler L.D. Shale Poroelastic Behavior Determination by a
Novel Tensile Strength Test (Russian) // SPE Russian Petroleum Technology
Conference and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2016. – С. 1–
22.
16.Brocher T.M. Empirical relations between elastic wavespeeds and density in
the Earth’s crust // Bulletin of the Seismological Society of America. – 2005. –
С. 1–71.
17.Chang C., Zoback M.D., Khaksar A. Empirical relations between rock strength
and physical properties in sedimentary rocks // Journal of Petroleum Science
and Engineering. – 2006. – С. 223–237.
18.Chebyshev I. и др. Determination of the Optimal Bottomhole Pressure in
Order to Reduce the Removal of the Solid Phase in the Weakly Consolidated
Reservoir (Russian) // SPE Russian Petroleum Technology Conference and
Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2018. – С. 1–10.
19.Christensen N.I., Mooney W.D. Seismic velocity structure and composition of
the continental crust: a global view // Journal of Geophysical Research. – 1995.
– С. 9761–9788.
20.Das B., Chatterjee R. Wellbore stability analysis and prediction of minimum
mud weight for few wells in Krishna-Godavari Basin, India // International
Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. – Elsevier, 2017. – С. 30–37.
21.Eaton B.A. The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs // Fall
Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME. – Society of
Petroleum Engineers, 1975. – С. 1–11.
22.Ershov A., Eidinov A., Popova A. Development of 3D Geomechanical Model:
Case Study from One Off-Shore Sakhalin Field (Russian) // SPE Russian
Petroleum Technology Conference. – Society of Petroleum Engineers, 2017. –
С. 1–24.
23.Ezhov K., Arsibekov A., Dubinya N. Application of Special Well Logging
Techniques for Geomechanical Model Imporvement in Naturally Fractured
Reservoirs (Russian) // SPE Russian Petroleum Technology Conference. –
Society of Petroleum Engineers, 2017. – С. 1–15.
24.Fertl W.H. Abnormal formtion pressures. – Elsevier Scientific Publishing
Company, 1976. – 118 с.
25.Fjaer E. и др. Petroleum related rock mechanics. – // Developments Petroleum
ScienceElsevier, 2008. – 515 с.
26.Fjar E. и др. Petroleum related rock mechanics. – Elsevier, 2008. – 415 с.
27.Garavand A. и др. Comprehensive wellbore stability analysis using elastic and
porothermoelastic models (Russian) // Oil Industry Journal. – Oil Industry
Journal, 2018. – С. 14–18.
28.Godfrey N.J. и др. Ophiolitic basement to the Great Valley forearc basin,
California, from seismic and gravity data: Implications for crustal growth at
the North American continental margin // Bulletin of the Geological Society
of America. – 1997. – С. 1536–1562.
29.Grachev O. V. и др. Application of geomechanical modeling for well drilling
on the Kosukhinskoye field (Russian) // Oil Industry Journal. – Oil Industry
Journal, 2018. – С. 41–45.
30.Greenberg M.L., Castagna J.P. Shear‐wave velocity estimation in porous
rocks: theoretical formulation, preliminary verification and applications //
Geophysical prospecting. – European Association of Geoscientists &
Engineers, 1992. – С. 195–209.
31.Grishin P.A., Kovalev K.M. Experimental determination of Visovoye oilfield
carbonate formations stress-strain properties (Russian) // Oil Industry Journal.
– Oil Industry Journal, 2016. – С. 78–81.
32.Hairullin A.R., Vahitova G.R. Reconstraction of petroelastic properties of
rocks according to well logging data (Russian) // Bulatov readings. – 2019. –
С. 151–155.
33.Hayavi M.T., Abdideh M. Estimation of in-situ horizontal stresses using the
linear poroelastic model and minifrac test results in tectonically active area //
Russian Journal of Earth Sciences. – 2016. – С. 1–9.
34.Horsrud P. Estimating Mechanical Properties of Shale From Empirical
Correlations // SPE Drilling & Completion. – Society of Petroleum Engineers,
2001. – С. 68–73.
35.Karpov I. и др. Selection of Unconventional Core Workflow Depending on
Field Goals (Russian) // SPE Russian Petroleum Technology Conference and
Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2016. – С. 1–19.
36.Kashnikov Y.A. и др. Геомеханические характеристики терригенных
продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала //
Neftyanoe Khozyaystvo – Oil Industry. – 2017. – С. 32–35.
37.Lockner D.A. Rock failure // Rock physics and phase relations: A handbook
of physical constants. – Wiley Online Library, 1995. – С. 127–147.
38.Lukin S. V. и др. Borehole stability prediction to avoid drilling failures
(Russian) // Oil Industry Journal. – Oil Industry Journal, 2016. – С. 70–73.
39.Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J. The rock physics handbook. – Cambridge
university press, 2020. – .
40.Mehrabian A., Pérez A.D., Santana C. Wellbore-Stability Analysis
Considering the Weak Bedding Planes Effect: A Case Study // SPE Drilling &
Completion. – Society of Petroleum Engineers, 2018. – С. 377–384.
41.Merkulov V.P., Posisoev A.A. Evaluation of reservoir properties and
operational log analysis. – Research and Education Center TPU, 2004. – 113 с.
42.Ovcharenko Y. и др. Experience in 3D Geomechanical Modeling, Based on
One of the West Siberia Oilfield (Russian) // SPE Russian Petroleum
Technology Conference and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers,
2016. – С. 1–11.
43.Plumb R.A. Influence of composition and texture on the failure properties of
clastic rocks // Rock Mechanics in Petroleum Engineering. – Society of
Petroleum Engineers, 1994. – С. 13–20.
44.Predein A.A. и др. Geomechanical modeling in well construction (Russian) //
Actual problems of increasing the efficiency and safety of mining and oilfield
equipment. – 2018. – С. 264–270.
45.Predein A.A., Klykov P. V. Complex Approach to Well Construction with
Cost Minimization in Complicated Mining and Geological Conditions
(Russian) // SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. –
Society of Petroleum Engineers, 2016. – С. 17.
46.Rajabi M., Bohloli B., Gholampour A.E. Intelligent approaches for prediction
of compressional, shear and Stoneley wave velocities from conventional well
log data: A case study from the Sarvak carbonate reservoir in the Abadan Plain
(Southwestern Iran) // Computers and Geosciences. – Elsevier, 2010. – С. 647–
664.
47.Sahautdinov I.R., Vahitova G.R. Analysis of the results of restoration and
correction of the density properties of rocks (Russian) // Bulletin of Bashkir
University. – 2018. – С. 299–304.
48.Silva I. и др. Advanced Borehole Image Applications In Turbidite Reservoirs
Drilled With Oil Based Mud A Case Study From Deep Offshore Angola //
SPWLA 44th Annual Logging Symposium. – Society of Petrophysicists and
Well-Log Analysts, 2003. – С. 1–13.
49.Sirat M., Ahmed M., Zhang X. Predicting Hydraulic Fracturing in a Carbonate
Gas Reservoir in Abu Dhabi Using 1D Mechanical Earth Model: Uncertainty
and Constraints // SPE Middle East Unconventional Resources Conference
and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2015. – С. 1–11.
50.Skripkin A.G., Polyakov D.A., Toropetsky K. V. Creation of the Strength
Envelope for Rock Samples by the Multi-Cycle Loading Method (Russian) //
SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Society of Petroleum
Engineers, 2017. – С. 1–13.
51.Stefanov Y.P. и др. Modelling of Hydraulic Fractures Propagation in the
Layered Elastoplastic Media (Russian) // SPE Russian Petroleum Technology
Conference and Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2016. – С. 1–
28.
52.Toropetskiy K. и др. Building 1D physical and mechanical models and solving
the problems of stability of the wellbore and borehole zone (Russian) //
Automation, telemechanization and communications in the oil industry. –
2016. – С. 29–41.
53.Valisevich A. и др. The Evolution of Geomechanics Application in the
Korchagina Field, North Caspian Sea // SPE Annual Caspian Technical
Conference & Exhibition. – Society of Petroleum Engineers, 2015. – С. 1–12.
54.Vavilin V. и др. Strength Properties, Elastic Modules and Compressibility
Factors of Rocks from Oil Fields OOO LUKOIL–Western Siberia (Russian) //
SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition. – Society of
Petroleum Engineers, 2016. – С. 1–22.
55.Wong T., David C., Zhu W. The transition from brittle faulting to cataclastic
flow in porous sandstones: Mechanical deformation // Journal of Geophysical
Research: Solid Earth. – 1997. – С. 3009–3025.
56.Zhang J. Effective stress, porosity, velocity and abnormal pore pressure
prediction accounting for compaction disequilibrium and unloading // Marine
and Petroleum Geology. – Elsevier Ltd, 2013. – С. 2–11.
57.Zinovyev A. и др. New Take on Mechanical Core Testing Methods and
Results Interpretation for Geomechanical Rock Properties Evaluation
(Russian) // SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Society of
Petroleum Engineers, 2017. – С. 1–13.
58.Zoback M.D. Reservoir geomechanics. – Cambridge University Press, 2010. –
237 с.