Область примененя БС и БГС

Зарезка нового ствола из способа ликвидации аварий в скважине превратилась в настоящее время в основной способ продления жизни месторождений. Вскрытие пропущенных нефтенасыщенных зон, устранение или уменьшение количества добываемой вместе с нефтью воды, увеличение зоны дренирования, повышение коэффициента продуктивности или облегчение применения других методов повышения нефтеотдачи пластов – вот некоторые из проблем, которые могут быть решены путем зарезки и бурения нового ствола. Состояние каждой скважины должно быть проанализировано с целью выбора оптимального расположения нового ствола в объеме дренирования, оценки эффективности предложенных обработок и способов освоения, а также дополнительной добычи в сравнении с затратами. Недавно внедренная технология представила несколько вариантов, с помощью которых зарезка новых стволов может стать экономически выгодной.

Основными целями строительства боковых горизонтальных стволов являются следующие:

- повышение нефтеотдачи разрабатываемых объектов в результате бурения боковых стволов путем уплотнения сетки скважин;

- повышение текущей добычи нефти путем восстановления действующего фонда скважин бурением боковых стволов из нерентабельных скважин,

- находящихся в бездействии, в консервации и ликвидированных по техническим причинам (аварии, прихват НКТ при цементаже и т.д);

- вовлечение в разработку залежей нефти в выше и ниже залегающих продуктивных отложениях;

- увеличение темпов разработки линзовидных залежей, вскрытых недостаточным числом скважин;

- вовлечение в разработку залежей нефти, совпадающих в плане лишь частично с основной практически полностью выработанной;

- увеличение притока жидкости (соответственно и нефти) из карбонатов турнейского яруса путем совершенного вскрытия пласта.

Эффективность разработки месторождений с применением боковых горизонтальных стволов в значительной мере определяется характером геологического строения объектов. При

этом случае зарезки бокового ствола на начальном этапе эксплуатации залежей нефти с трудно извлекаемыми запасами основной проблемой является построение наиболее точной геологической модели объекта, определение пространственного залегания коллекторов и положения водонефтяного контакта. На месторождении с длительной историей разработки, какими является площади (залежи, в данной работе залежь №1), разрабатываемые НГДУ “Лениногорскнефть”, характеризующиеся добычей нефти и ростом фонда малодебитных скважин, при высокой их разбуренности геологическое строение объектов бывает изучено довольно детально. Главной задачей в этих условиях является установление величины и местоположения остаточных запасов нефти. Наиболее целесообразным является использование технологий боковых стволов на поздней стадии разработки месторождений в связи с тем, что к этому времени эксплуатационных объектов уже пробурена значительная часть основного и резервного фонда, а запасы выработаны не полностью. При этом величина остаточных запасов зачастую настолько мала, что бурение новых вертикальных скважин на них просто нерентабельно. Таким образом, одним из основных критерий при выборе стратиграфических объектов должен служить экономический, по которому необходимо оценивать себестоимость бурения новой вертикальной (горизонтальной) скважины).

Для зарезки боковых горизонтальных стволов выбирают участки с тщательной изученностью геологического строения объекта. Для этих целей привлекают материалы промыслово-геофизических исследований скважин эксплуатационной сетки, керновые данные, исследования свойств пластовых флюидов.

Для успешного их решения при проектировании боковых горизонтальных стволов (БГС) должны обязательно учитываться такие геолого-промысловые критерии, как нефтенасыщенная толщина пласта, по которому планируется проходка горизонтальной части ствола, и количество приходящихся на него извлекаемых запасов нефти. Минимально допустимая величина извлекаемых запасов, принимаемая при выборе объектов бурения, определяется рентабельностью скважин в данных экономических условиях, а минимальное значение толщины выбирается в зависимости от технических возможностей проводки БС и БГС с использованием существующей аппаратуры. В процессе эксплуатации БС и БГС, как известно, особую сложность представляет изоляция обводненных интервалов. Поэтому в условиях многопластовых объектов важное значение имеют меры по исключению быстрого прорыва воды по более проницаемым заводненным пластам. С этой целью при выборе объектов бурения БГС нужно обязательно учитывать степень изолированности проектных пластов от остальных продуктивных интервалов эксплуатационного горизонта. Кроме того, для поддержания стабильных дебитов по скважинам с

горизонтальными стволами необходимо создание эффективной системы заводнения с бурением новых или переводом существующих скважин под нагнетание. Это, в свою очередь, создает дополнительные трудности при проектировании и требует более детального и тщательного подхода к размещению горизонтальных стволов относительно нагнетательных скважин для того, чтобы исключить возможность быстрого прорыва закачиваемой воды. Таким образом, были определены наиболее важные условия эффективности использования технологии бокового и горизонтального бурения, которые необходимо соблюдать при геолого-промысловом обосновании выбора объектов для разработки на неоднородных многопластовых месторождениях, сложенных терригенными коллекторами:

- исходя из того, что существующие на сегодняшний день системы телеметрического контроля процесса бурения БГС позволяют достаточно уверенно проводить горизонтальные стволы в трехметровом коридоре, минимальные значения эффективной толщины по проектным пластам должны быть не менее трех метров;

- величина остаточных извлекаемых запасов по проектному пласту должна быть не ниже рентабельных с учетом стоимости бурения. Этот параметр является переменной величиной и изменяется в зависимости от экономических условий;

- с целью исключения быстрого прорыва воды в скважину с БГС по продуктивным интервалам разреза при выборе объектов бурения необходимо учитывать надежность глинистых разделов между проектным пластом и смежными с ним пластами-коллекторами.

- выбор азимута бурения должен осуществляться на базе детального анализа геолого-промысловых характеристик соседних скважин с учетом направления залегания максимальных запасов;

- для обеспечения эффективности вытеснения нефти по проектным пластам на участках размещения БГС следует предусмотреть систему поддержания пластового давления с учетом направления горизонтальных стволов в пространстве.

Первые два БС и БГС в Татарстане были пробурены на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения на скважинах № 14076 и 23535 в 1991-1992 гг. Следующие 3 БС и БГС (пласт C1bb) были пробурены после шестилетнего перерыва – в 1998 году на Ромашкинском месторождении на бобриковский горизонт в НГДУ «Азнакаевскнефть». После бурения БГС на этих трех скважинах средний дебит по жидкости составил 23,4 т/сут., обводненность составила 51 %

На 1.09.2004 г. на площадях Ромашкинского месторождения пробурено 126 БГС (120

добывающих и 6 нагнетательных). По продуктивным горизонтам БГС пробурены на бобриковский+радаевский – 100, на кизеловский – 10, на заволжский – 4, на башкирский ярус – 3, на протвинский – 1, на пашийский – 8 и на данково-лебедянский – 3 скважины [10].

По НГДУ количество пробуренных БГС распределилось следующим образом: «Азнакаевскнефть» - 51, «Лениногорскнефть» - 45, «Иркеннефть» - 22, «Джалильнефть» - 5, «Альметьевскнефть» - 3 и «Прикамнефть» - 3 скважины.

В целом по Татарстану до зарезки БГС вертикальные скважины работали со средним дебитом по нефти 1,1 т/сут., со средней обводненностью 83,1%.

После бурения БГС средний дебит одной скважины составил 6,8 т/сут. по нефти и 11,7 т/сут. по жидкости. Средняя обводненность добытой продукции составила 47,8 %.

На 1.09.2005 г. по Ромашкинскому месторождению средний дебит БГС по нефти – 5,3 т/сут., средняя обводненность продукции 44,8 %. Накопленная дополнительная добыча за весь период составила 592,2 тыс.т.

Динамика бурения БГС по годам на залежи №1 Ромашкинского месторождения представлена на рисунке 1.

Рисунок 1. Динамика бурения БГС по годам на залежи №1 Ромашкинского месторождения НГДУ «Лениногорскнефть»