Разработка месторождений в Западной Сибири с использованием вертикальных скважин может столкнуться с рядом экономических и технических сложностей из-за низкой проницаемости коллекторов, что приводит к невозможности добычи значительной части запасов. Одной из основных причин простоя скважин являются аварийные ситуации, вызывающие остановку технологических процессов. Это может происходить из-за поломок оборудования, застревания инструментов или труб, а также других технических неисправностей, что нередко заканчивается оставлением оборудования на месте работы.
Ключевые слова: зарезка боковых стволов, нефтедобыча, обводненность, коэффициент извлечения нефти, подбор, скважина.
В последние годы в практике как отечественной, так и зарубежной нефтедобычи широко используется метод восстановления работы скважин после сложных и неэффективных ремонтов — зарезка боковых стволов. Это эффективная технология, которая способствует увеличению добычи нефти на старых месторождениях и улучшению коэффициента извлечения нефти из пластов. Она позволяет восстанавливать нефтяные скважины, которые не могли быть восстановлены другими методами. При бурении боковых стволов активируются ранее неиспользуемые участки пласта, а также извлекаются запасы нефти, которые раньше считались трудноизвлекаемыми.
Использование технологии зарезки боковых стволов (ЗБС) способствует повышению нефтеотдачи пластов и, по сути, заменяет метод уплотнения скважин. Эти подходы помогают поддерживать работоспособность скважины и снижают затраты на её обслуживание.
Применение боковых стволов значительно улучшает технологические и экономические показатели разработки месторождений, повышая темпы нефтедобычи и увеличивая нефтеотдачу на 10–15 % [1].
Методика подбора кандидатов под зарезку боковых стволов состоит из основных этапов, представленных на рисунке 1.
Основные критерии для выбора объектов под горизонтальное бурение включают геологические, технологические и технические критерии.
Геологические критерии. Эти критерии основывается на геолого-физических параметрах залежей и включает следующие аспекты:
– толщина нефтенасыщенного пласта. Чем мощнее пласт, тем выше вероятность оптимального размещения ствола, что обеспечивает большую производительность;
– естественная проницаемость пласта. При низкой проницаемости вертикальные скважины охватывают небольшой объем, что делает горизонтальное бурение более эффективным для повышения производительности. При хорошей проницаемости вертикальные скважины также могут обеспечивать эффективное извлечение;
– неоднородность продуктивных пластов. Если пласт неоднороден по площади и разрезу, это снижает его эффективную нефтенасыщенную толщину, что негативно сказывается на эффективности добычи. Например, если мощность пласта составляет 4 метра при коэффициенте песчанистости 0,75, эффективная толщина снижается до 3 метров.
Рис. 1. Схема подбора скважин-кандидатов под ЗБС
Технологические критерии определяются текущей системой разработки и включают:
– наличие неохваченных участков залежей. Основной акцент делается на наличие целиков нефти или слабо охваченных вытеснением участков залежей, которые не могут быть вовлечены в разработку существующими методами;
– плотность запасов. Этот параметр включает пористость коллектора, нефтенасыщенность и площадь нефтеносности, что позволяет оценить запасы нефти в определенном объеме породы и определить возможные запасы нефтяного «целика» для бурения БГС;
– выработка запасов залежи. Степень выработки запасов промышленного объекта влияет на технико-экономические показатели. Чем больше выработка, тем больше вероятность существования оставшихся целиков нефти;
– обводненность пласта. Если пласт сильно обводнен, бурение бокового горизонтального ствола не рекомендуется, так как это может оказаться неэффективным.
Технические критерии оценивают состояние скважины для бурения БГС:
– целостность эксплуатационной колонны. Важно учитывать состояние эксплуатационной колонны и цементного камня за ней, а также отсутствие заколонных перетоков.
– возможности бурения. Скважина должна быть технически готова для проведения работ по бурению бокового ствола.
Эти критерии помогают определить наиболее перспективные объекты для бурения боковых горизонтальных стволов, обеспечивая оптимальные технико-экономические показатели разработки месторождений [2].
Рассматриваем зоны с максимальными нефтенасыщенных толщин (ННТ). Особое внимание -на зоны, где было мало закачки и была добыча нефти (при этом зоны не полностью выработаны).
Монолитный пласт с подстилающей пластовой водой. По данным ГИС остаточная нефтенасыщенность 0,6–0,65 на момент остановки скважин [3].
По результатам проведенного анализа необходимо провести расчет показателей добычи по нижеприведенной формуле (рисунок 2).
Рис. 2. Методика расчета дебита бокового ствола
Таким образом, ЗБС является эффективным методом, так как позволяет значительно увеличить объемы извлечения нефти, особенно в условиях высокой обводненности. Это достигается за счет возможности охвата ранее неэксплуатируемых участков пласта, что улучшает общую эффективность работы скважин [4].
Литература:
- Бадьянов В. А. Методы прогнозирования коэффициентов охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений [Текст] / В. А. Бадьянов // Нефть и газ Тюмени, № 9, 1971. C. 38–42
- Басарыгин Ю. М. Строительство наклонных и горизонтальных скважин [Текст] / Ю. М. Басарыгин. — М.: Издательство Недра, 2000. — 262 с.
- Булатов А. И. Бурение горизонтальных скважин [Текст] / А. И. Булатов: справочное пособие. — Краснодар: Издательство «Советская Кубань», 2008. — 419 с.
- Гилязов Р. М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами [Текст] / Р. М. Гилязов. — М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2002. — 255 с.
