Ликвидация аварий в бурящихся и эксплуатационных скважинах в большинстве случаев связана с необходимостью фрезерования повреждённых металлических элементов и их последующего извлечения. Этот процесс является наиболее трудоёмким и распространённым, нередко приводя к экономической нецелесообразности продолжения работ и выводу скважины из эксплуатации. В последние годы как в отечественной, так и в зарубежной практике широкое распространение получила методика восстановления работоспособности скважин после сложных и малоэффективных ремонтов, основанная на технологии зарезки боковых стволов [1].
Такой подход позволяет повысить добычу нефти на зрелых месторождениях, улучшить коэффициент извлечения углеводородов и вернуть в эксплуатацию скважины, которые не поддавались восстановлению другими методами. Бурение боковых стволов даёт возможность задействовать ранее неиспользованные участки продуктивного пласта и вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы нефти, которые ранее считались недоступными [2].
Ключевые слова: Приразломное месторождение, зарезка боковых стволов, ЗБС, нефтедобыча, обводненность, коэффициент извлечения нефти, геолого-технологические мероприятия, ГТМ.
Приразломное месторождение административно расположено в пределах двух лицензионных участков — Приразломного и Верхне-Шапшинского, охватывающих территорию трёх районов: Сургутского, Ханты-Мансийского и Нефтеюганского, входящих в состав Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Для интенсификации добычи нефти на данном месторождении применяется широкий спектр геолого-технических мероприятий, среди которых одним из наиболее распространённых методов повышения нефтеотдачи является зарезка боковых стволов.
Этот метод позволяет восстановить продуктивность аварийных скважин, эксплуатация которых затруднена или невозможна, увеличить производительность малодебитных скважин за счёт вскрытия менее дренированных зон, а также получить доступ к ранее пропущенным продуктивным объектам при направленном бурении [3]. Кроме того, зарезка боковых стволов даёт возможность уточнить состояние выработки отдельных пластов и вовлечь в разработку локализованные запасы нефти, которые не были охвачены дренированием, что снижает риск отклонения фактических показателей нефтедобычи от проектных значений.
На Приразломном месторождении данный метод применяется с 2009 года, при этом все операции проводились в сочетании с гидроразрывом пласта. В период с 2009 по 2015 год было пробурено 127 боковых стволов на объекте БС 4–5 , что позволило дополнительно добыть 914,4 тыс. тонн нефти, обеспечив удельную дополнительную добычу на уровне 7,2 тыс. тонн (таблица 1).
Таблица 1
Эффективность проведения ГТМ за период 2009–2015 гг.
|
Год |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
|
Количество ЗБС, скв |
10 |
10 |
6 |
12 |
26 |
30 |
33 |
В период с 2016 по 2020 год на Приразломном месторождении после проведения зарезки боковых стволов было введено в эксплуатацию 234 скважины, включая 174 боковых горизонтальных ствола с многостадийным гидроразрывом пласта и 60 боковых наклонно-направленных скважин с гидроразрывом пласта. Из общего числа 14 скважин были запущены в систему поддержания пластового давления без предварительной выработки нефти. Буровые работы охватывали продуктивные пласты БС 4–5 , Ач 1–4 и Ач 5 .
С учётом всех мероприятий, реализованных в рамках разработки месторождения с 2009 по 2020 год, общее количество проведённых операций по зарезке боковых стволов достигло 361 (рис.1). Дополнительная добыча нефти за этот период составила 1 663,2 тыс. тонн, что подтверждает эффективность данного метода для увеличения нефтеотдачи и рационального освоения запасов месторождения.
Рис. 1. Количество ЗБС по годам
В результате введения в эксплуатацию 165 скважин, что составляет 75 % от общего числа без учёта 14 скважин ППД, был достигнут расчётный дебит. В 2020 году в работу были запущены 9 скважин, все из которых расположены в продуктивном пласте Ач 1–4 , при этом 8 скважин достигли запланированного дебита нефти.
На начальном этапе эксплуатации дебит нефти составляет 1, однако с течением времени наблюдается его снижение, что может быть связано с истощением запасов или снижением эффективности добычи. Наибольшее падение дебита зафиксировано в 2021 году, когда к концу двенадцатого месяца относительный дебит составил 0.38, что значительно ниже, чем в предыдущие годы. В 2019 году показатели несколько выше, чем в 2020, однако оба года демонстрируют схожую тенденцию к снижению. Анализ данных свидетельствует об ухудшении продуктивности скважин в исследуемый период, особенно в 2021 году.
В начальный период эксплуатации приросты нефти находились на высоком уровне, однако постепенно снижались с увеличением времени разработки. В 2021 году как фактические, так и прогнозируемые приросты оказались ниже, чем в предыдущие годы, что может указывать на ухудшение условий работы скважин. Причины недостижения расчётных показателей носят не системный характер и связаны, главным образом, с проникновением трещины гидроразрыва в водонасыщенные части пласта, а также с неподтверждёнными параметрами пластового давления.
Несмотря на это, достижение плановых показателей остаётся высоким, превышая 100 %. В 2020 году выполнение плана составило 102 %, а по итогам первых трёх месяцев 2021 года — 119 %. В целом, среднеуплотнённый прирост и темпы падения дебита в 2021 году соответствовали базовым показателям, за исключением второго месяца, когда наблюдалось негативное отклонение, вызванное запуском скважины № 13673. На начальном этапе её дебит составил 20,5 т/сут, однако впоследствии произошло его резкое снижение до 8 т/сут, а затем до 3 т/сут. Восстановление дебита до 23,5 т/сут стало возможным после выполнения мероприятий по депарафинизации.
Средний начальный дебит бокового ствола составляет 48,3 т/сут нефти и 60,3 т/сут жидкости, при этом граничные значения варьируются от 13,5 до 90,3 т/сут нефти и от 14,7 до 116,7 т/сут жидкости. Анализ эффективности зарезки боковых стволов на Приразломном месторождении показывает, что бурение горизонтальных стволов является перспективным и в ряде случаев весьма эффективным методом интенсификации добычи на месторождениях на разных стадиях разработки.
При этом фактические начальные дебиты горизонтальных скважин оказались значительно ниже ожидаемых, варьируясь в диапазоне от 6 до 15 т/сут. Основной причиной нестабильных и низких дебитов является высокая расчленённость участка и низкая проницаемость коллектора, что не было учтено из-за недостаточной развитости технологий бурения в тот период. Технологическая эффективность зарезки боковых горизонтальных стволов на пласте БС 4–5 Приразломного месторождения уступает наклонно-направленным скважинам с гидроразрывом пласта. Средний накопленный отбор нефти на одну наклонно-направленную скважину составляет 101,8 тыс. т, тогда как для горизонтальных скважин этот показатель в среднем достигает 55,5 тыс. т, варьируясь в пределах от 8,9 до 133,8 тыс. т.
С целью повышения продуктивности горизонтальных скважин на разных этапах разработки были проведены операции по гидроразрыву пласта. Все мероприятия дали положительный результат, обеспечив прирост дебитов в диапазоне от 6 до 73 т/сут нефти, при этом в большинстве случаев наблюдалось снижение обводнённости продукции, что подтверждает эффективность ГРП в условиях данного месторождения.
Литература:
- Бакиров Д. Л. Обеспечение безаварийной проводки горизонтальных боковых стволов в интервалах залегания неустойчивых пород / Фаттахов М. М., Бабушкин Э. В., Бакиров Д. Л., Подкуйко П. П. // Нефтяное хозяйство. — 2011. — № 08. С. 46–49
- Басарыгин Ю. М., Будников В. Ф., Булатов А. И., Гераськин В. Г. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. — 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.
