Опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть»

Как видно из рис. 5 ГС №1947 и ГС № 1918 Сиреневского месторождения, по которым накопленная добыча нефти 47,7 и 51,4 тыс. т, средний дебит нефти за весь срок эксплуатации 5,7 и 6,1 т/сут. и обводненность продукции 21,2 и 14,5% соответственно [3].

С накопленной добычей нефти более 20 тыс. т есть ГС и на Онбийском месторождении НГДУ «Татекс» (№№ 11461, 11463), на Соколкинском месторождении СМП-нефтегаз (№№ 2870, 3024), на Ашальчинском месторождении НГДУ «Татнефтебитум» (№ 4752), в НГДУ «Чишманефть» (№ 10364).

По распределению текущего дебита нефти видно, что более половины фонда ГС (60%) работают с дебитом нефти до 5 т/сут., 40% ГС работают с дебитом нефти больше 5 т/сут. (рис. 6).

Из рис. 7 видно, что с обводненностью продукции до 20% работает почти 13% ГС, а с обводненностью продукции от 20% до 50% — 15% ГС и более 50% — 72% ГС.

Анализ среднего дебита нефти и обводненности показывает, что при общей средней длине УГУС 257 м дебит составляет 7 т/сут., а по карбонатным залежам — 4 т/сут. и по терригенным залежам (бобриковские ГС) — до 28 т/сут. Обводненность держится на уровне 30-40%.

Как известно, объективным показателем, отражающим качество ствола, является доля нефтенасыщенных коллекторов в общей длине ствола, а не сама общая длина ствола. В связи с этим по длине ствола ГС выявить зависимость дебита нефти от нее представляется проблематичным. Бобриковские ГС в силу геологических особенностей (НТ, тип коллектора, свойства нефти) имеют самый короткий ствол горизонтального участка, составляя в среднем 159 м, но дебиты нефти, как начальный так и текущий, самые высокие (23,2 и 27,1 т/сут.).

Основные критерии обоснования бурения ГС

В ОАО «Татнефть» в результате обобщения более 25-тилетнего опыта бурения и эксплуатации около 300 ГС и 10 МЗС обоснован комплекс основных критериев эффективности их бурения на неоднородных многопластовых месторождениях.

Одним из основных является то, что минимальные значения эффективной НТ продуктивных пластов не должны быть ниже технических возможностей бурения с использованием существующего оборудования, при этом величина извлекаемых запасов на скважину — не ниже рентабельных.

Выбор направления бурения горизонтальных стволов производится с учетом геолого-промысловых характеристик и истории функционирования соседних скважин, в частности [2]:

размещение горизонтального ствола в приконтурных зонах рекомендуется производить параллельно контуру нефтеносности или границе раздела «нефть-вытесняющий агент», преимущественно параллельно большой оси структуры;

при наличии ВНЗ или газонефтяных контактов для исключения преждевременного прорыва воды или газа горизонтальные стволы следует размещать как можно дальше от них (при одновременном учете возможности «вылета» условно-горизонтального ствола за пределы продуктивного пласта);

при анизотропии поля проницаемости горизонтальный участок ствола располагать ортогонально плоскости максимальной проводимости пласта, т.е. по направлению меньшей проницаемости;

в пластах с трещинами большой размерности, связанными с водоносной частью пласта, необходимо минимизировать вероятность пересечения каналов притока пластовой воды;

ГС рекомендуется располагать по самым длинным путям движения потоков жидкости с учетом развития системы заводнения в процессе разработки;

длину горизонтального ствола в многопластовых залежах устанавливают в пластах прямо пропорционально извлекаемым запасам;

значительные длины ГС (более 100-150 м) рекомендуются в условиях выраженной трещиноватости или линзовидном строении коллектора.

В практике бурения ГС в Татарстане соблюдается требование, вытекающее из геологического строения объектов разработки. В частности — для массивных залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах турнейского и башкирского ярусов горизонтальный ствол должен быть расположен не ближе 8-10 м до ВНК, а максимальная часть его длины должна пройти в высокопроницаемом интервале разреза. В отложениях башкирского яруса данный интервал приурочен, как правило, к нижней его пачке, а в турнейском ярусе — к породам упино-малевского и отчасти кизеловского горизонтов (прикровельные участки разрезов, как правило, в пределах 3-5 метров представлены плотными известняками).

Другое технологическое требование — допустимый коридор при бурении горизонтального ствола составляет 3 м для бесконтактных зон и 6 м — для зон с ВНК. Поэтому эффективная НТ вскрываемого ГС пласта должна быть не менее этой величины.

Важно также соблюдение экономического критерия — ГС имеет смысл бурить только тогда, когда это приносит реальный экономический эффект. Если на данном объекте традиционные ВС дают хорошие результаты, то нет необходимости в бурении ГС. Если же применение ГС увеличивает дебиты и суммарный отбор в два и более раз — тогда бурение ГС, как правило, рентабельно.

С учетом изложенных критериев и геологических особенностей в Татарстане выделены следующие основные стратиграфические объекты для бурения ГС:

в карбонатах — турнейский ярус, башкирский ярус, данково-лебедянский горизонт;

в песчаниках — горизонт Д1, бобриковский горизонт (в основном во врезах).

Необходимым условием успешного применения ГС является организация эффективности системы заводнения для конкретных геологических условий с учетом размещения горизонтальных стволов в пространстве.

Наибольшее разнообразие размещения ГС достигается на месторождениях с искусственной системой заводнения, начиная с площадных (классические обращенные пяти-, семи-, девятиточечные системы), модифицированных под размещение ГС, и рядных (одно-, трех- и пятирядных) с полной или частичной заменой добывающих ВС их горизонтальными вариантами. Для условий залежей с низкой проницаемостью коллектора или с обширными ВНЗ наиболее приемлемо применение более жестких площадных или однорядных систем заводнения с ГС [2].

Перспективы и проблемы проектирования ГС И МЗС

Перспективными и проблемными в области проектирования и строительства ГС и МЗС остаются направления:

— геологическое обоснование ГС и МЗС следует производить с учетом зон возможных осложнений как при строительстве, так и при эксплуатации, необходимости оперативного управления профилем всей скважины, особенно в продуктивном пласте. Это предусматривает широкое использование трехмерной сейсморазведки, других современных геофизических средств, компьютерную обработку геофизических и других телеметрических данных;

— проектирование МЗС с применением современных программных продуктов, в частности «Лэндмарк Графикс», с использованием трехмерных геологических моделей и других наработок;

— строительство ГС и МЗС на пашийские отложения, сдерживаемые проблемой прохождения обваливающихся кыновских глин под зенитным углом более 65°. Здесь имеется несколько реальных путей решения этой проблемы: использование специальных буровых растворов, бурение ГС, БГС с малым радиусом искривления, которое обеспечивает быстрое и точное попадание даже в пласты малой толщины, применение профильных летучек, бурение при помощи электробуров с целью снижения скорости течения буровых растворов;

— широкое использование гибких колонн НКТ на всем цикле строительства, исследования и эксплуатации ГС и БГС, применение долот с поликристаллическим синтетическим алмазным вооружением. Следует отметить, что проходка на трехшарошечное отечественное долото составляет 35-45 м, на долото СП «Удол» — 850-900 м;

— разработка и подбор эффективных рецептур буровых растворов с различными свойствами, т.е расширить перечень рекомендуемых растоворов с учетом мировых достижений;

— использование режима депрессии при вскрытии продуктивных пластов с применением гибких труб по технологии, в частности, компании «Фракмастер»;

— совершенствование оборудования условно-горизонтального участка ствола скважины с целью обеспечения отбора минимального объема попутной воды с применением, к примеру, технических средств типа КРР-146 (разработка «Тяжпрессмаш»), управляемых пакеров современной конструкции, позволяющих исключить из эксплуатации обводнившиеся интервалы ствола;

— переход на бурение на обсадных трубах, что позволит улучшить технико-экономические показатели строительства скважин не менее чем на 30%. Технология бурения скважин на обсадных трубах в последнее время получает широкое распространение. Она решает наиболее трудные проблемы строительства скважин в сложных геологических условиях (обвалообразования, ухода бурового раствора и др.);

— использование ГС и МЗС в качестве нагнетательных в определенных геологических условиях, в частности при разработке продуктивных пластов, характеризующихся низкой проницаемостью.;

— ближайшей задачей при применении горизонтальной технологии являются освоение технологии бурения и всемерное снижение стоимости строительства, совершенствование первичного и вторичного вскрытия ГС, особенно в случае их применения на терригенные отложения девона и карбонатные отложения верхних горизонтов месторождений Татарстана.

До настоящего времени потенциал горизонтальной технологии разработки в республике используется далеко в не достаточной степени. Очевидно, необходимо провести дальнейшее совершенствование организации процесса проектирования, строительства, эксплуатации ГС, непрерывного мониторинга функционирования системы разработки с применением горизонтальной технологии.

В настоящее время в ОАО «Татнефть» предложен и опробован ряд разработок, основанных на существующей технике, разработана отечественная технология строительства, в частности технология бурения МЗС.

С целью изучения проблемы устойчивости точки стыка со стволом, аварий боковых стволов, неудачного цементирования и заканчивания, выноса песка и водопроявления необходимо провести тщательный анализ данных эксплуатации и процесса бурения МЗС. Разветвленные стволы бурятся долотами различных диаметров (120,6 мм и 144 мм) и различной протяженности, что обеспечивает «попадание» в них при геофизических и ремонтных работах. При строительстве МЗС неустойчивые породы перекрываются 6" эксплуатационной колонной.

Распределение 10 эксплуатируемых на 11.2003 г. МЗС по 4 НГДУ ОАО «Татнефть» представлено в табл. 2.

Из десяти МЗС три пробурены в конце 90-х годов на отложения турнейского яруса, где УГУС проведены по одному проектному азимуту и разведены по вертикали от 4 до 12 м. Оба ствола у скважин турнейского яруса пробурены диаметром 139,7 мм и имеют открытый забой.

Из семи скважин, пробуренных на продуктивные отложения бобриковского горизонта, УГУС имеют разницу по вертикали от 1,5 до 2 м и разведены по азимуту. Длина УГУС составляет от 80 до 470 м, причем забои разведены от 50 до 150 м. Первый ствол у скважин бобриковского горизонта пробурен диаметром 120,6 мм, а второй ствол — 144 мм, причем оба ствола имеют открытый забой.

На рис. 8 приведен фактический профиль МЗС 8802 «РГ», пробуренный на кизеловский (1 ствол) и упино-малевский (2 ствол) отложения Ново-Елховского нефтяного месторождения.

На 11.2003 г. средние значения дебитов жидкости, нефти и обводненности по всем 10 МЗС составили 20,5 т/сут., 17,6 т/сут., 21,7% соответственно.

По МЗС турнейского яруса дебит жидкости равняется 9,9 т/сут., дебит нефти — 8,5 т/сут., а обводненность 10,8%.

По МЗС бобриковского горизонта дебит жидкости составил 26,8 т/сут., дебит нефти — 21,6 т/сут., а обводненность — 26,3%.

В ОАО «Татнефть» при переходе на двухэтапный цикл строительства продолжительность бурения ГС длиной 300 м сократилась в 4 раза. Средняя коммерческая скорость выросла в 2 раза, а по отдельным скважинам в 3 раза, снизилась относительная стоимость строительства ГС, которая стала превышать стоимость наклонно-направленных скважин в 1,5 раза, при увеличении дебита в 2,8 раза.

Для оперативного и качественного контроля эксплуатации нефтегазовых месторождений с применением горизонтальных технологий в последние годы все шире используется компьютерное моделирование.

С целью оптимизации конечной нефтеотдачи в неоднородных коллекторах с использованием высокотехнологичных скважин проведено геолого-технологическое моделирование разработки блока одного из месторождений Татарстана с использованием многоствольной скважины с четырьмя ответвлениями из основного ствола. При эксплуатации скважины с использованием системы ППД по истечению определенного промежутка времени происходит прорыв воды и при достижении максимального объема предусматривается закрытие отдельных сегментов каждого ствола многоствольной скважины. Теоретически наличие воды можно определить, используя результаты замеров температуры и давления интервальными регулирующими задвижками. Практически, возможно, достаточно оценить эффект закрытия каждой интервальной регулирующей задвижки при добыче воды.

Список литературы

1. Муслимов Р.Х., Юсупов И.Г., Фазлыев Р.Т. «Некоторые результаты применения горизонтальных технологий в Волго-Камском регионе». В книге: Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование. Казань, Мастер Лайн, 2000.

2. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами /Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов, Р.Г.Рамазанов, И.Н.Хакимзянов и др. //Мат. совещания (г. Альметьевск, сентябрь 1995 г.) «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения» — М.: ВНИИОЭНГ, -1996. — С.254-278.

3. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования. Диссертация на соискание ученой степени канд. тех. наук. Бугульма, 2002. 161 с.