Бурение горизонтальных скважин в Западной Сибири



В настоящее время в нефтедобывающей промышленности наблюдается медленное истощение запасов и все большая их часть приходится на труднодосягаемые месторождения.

Сложность добычи в том, что они характеризуются высокой вязкостью нефти и шельфами морей. Анализ и эффективность применения горизонтальных скважин подтверждается запасами нефти, которые извлекаются в Западной Сибири и России, что примерно в общей сумме составляет 12 млрд. тонн.

Применение горизонтальных технологий во много раз увеличивает эффективность разработки запасов. Они подразумевают процесс бурения и, собственно, сами горизонтальные скважины. Имеют наиболее значительную протяженную зону.

Ключевые слова: скважина, горизонтальный участок, высокая эффективность, горизонтальная скважина, LWD.

Currently, the oil industry is experiencing a slow depletion of reserves and an increasing part of them are located in hard-to-reach fields.

The complexity of production is that they are characterized by high oil viscosity and sea shelves. The analysis and effectiveness of horizontal wells is confirmed by the oil reserves that are extracted in Western Siberia and Russia, which is approximately 12 billion tons in total.

The use of horizontal technologies increases the efficiency of reserves development many times. They mean the drilling process and, in fact, the horizontal wells themselves. They have the most significant extended area.

Keywords: well, horizontal section, high efficiency, horizontal well, LWD.

В связи с высокой проницаемостью пласта и ограничениями по отбору жидкости из добывающих скважин особых мер по защите пласта не требуется. Поэтому скважины бурятся из-под кондуктора до проектной глубины с промывкой глинистым буровым раствором.

С 2000 г. началось внедрение технологии вскрытия продуктивных горизонтов безглинистыми буровыми растворами на основе биополимерных систем различных составов. В ОАО «Сургутнефтегаз» используются две системы: солевой биополимерный раствор (СБР), разработанный отделом технологии строительства и эксплуатации скважин института СургутНИПИнефть и биополимерная система ИКАРБ волгоградской фирмы ИКФ [14]. Первые испытания этих систем в промысловых условиях доказали их высокую эффективность. Удельные коэффициенты продуктивности на горизонтальных скважинах увеличились от 2,5 до 8 раз по сравнению со скважинами, пробуренными по традиционной технологии.

Конструкция горизонтальных скважин на пласт АС_4–8 в ОАО «Сургутнефтегаз» следующая: кондуктор 245 мм — 750 м, эксплуатационная колонна 168 мм до кровли продуктивного пласта; горизонтальный участок обсаживается «хвостовиком»-фильтром диаметром 114 или 102 мм без цементирования. Длина горизонтального участка на таких скважинах варьируется от 200 до 600 м (рис. 1, 2).

Многолетний опыт эксплуатации горизонтальных скважин по такой конструкции, при сравнительно низкой обводнённости продукции и отсутствии прорывов газа, показали высокую эффективность принятых технических решений. Сроки строительства горизонтальных скважин на Федоровском месторождении при средней глубине 2800 м уменьшились более чем в два раза. Такая же конструкция применяется при бурении продуктивных пластов ЮС₂, ЮС₁, ЮС₀, Ач. (коэффициент проницаемости менее 50 мкм²х10–³).

В процессе работы станций ГТИ были выявлены определенные недостатки. Датчики для измерения параметров промывочной жидкости работают нестабильно, зачастую возникают проблемы с их настройкой и тарировкой. Применение малогабаритных телесистем MWD-350 дает возможность сократить время на производство промежуточных каротажей до 3–4 суток (в зависимости от глубины залегания проектных пластов), что существенно сказывается на сроках строительства скважины. К недостаткам применения телесистем следует отнести отсутствие возможности определения насыщения углеводородами коллекторов.

Поэтому с 2004 г. начато бурение горизонтальных скважин с использованием телесистем LWD 650, снабженных зондами резистивиметрии.

По результатам эксплуатации телесистем установлено:

– при бурении возникают проблемы с определением ГНК в тех зонах, где он четко не выделяется; для его уточнения необходимо производить промежуточный каротаж после бурения первых 50–100 м от точки входа в горизонт с целью использования материалов АМАК «Обь» и LWD-650;

– использование зондов системы LWD-650 позволяет отказаться от 2–3 промежуточных каротажей, а при наличии дополнительных датчиков со временем можно вообще отказаться от каротажей; это дает возможность сократить время строительства горизонтальной скважины на 2–5 суток;

– преимущество телесистем нового поколения — это возможность оперативно корректировать траекторию горизонтальной части ствола в зависимости от характера насыщения коллекторов;

– опыт проводки горизонтальных скважин на Федоровском месторождении дает основание утверждать, что наиболее оптимальная траектория бурения — волнообразная, с колебаниями вертикальных отметок в пределах 3–6 м. Вместе с тем необходимо отметить сложности при бурении с LWD-650: достаточно трудно удержать ствол в пределах проектных вертикальных коридоров с допуском ± 1 м, так как расстояние от инклинометрического датчика до долота составляет 18 м и невозможно спрогнозировать зенитный угол на забое. Проблема разрешима при включении в компоновку датчиков зенитного угла, располагаемых на забойном двигателе.

Одна из основных причин низкой эффективности ГС в России — неудовлетворительное геолого-геофизическое информационное обеспечение проектов разработки месторождений горизонтальными скважинами, особенно на стадии их доразработки, преждевременные прорывы воды и газа, а также недостаточная протяженность горизонтальных стволов, кольматация призабойной зоны из-за несовершенства технологии их строительства.

В настоящее время разрабатываются и совершенствуются системы разработки месторождение с использованием горизонтальных скважин.

Профиль горизонтальной скважины состоит из двух сопряжённых между собой частей: направляющей части и горизонтального участка.

Горизонтальные скважины с большим радиусом применяются при кустовом бурении с большими отходами и длиной горизонтального участка более 1000м. Со средним радиусом ГС применяются при бурении одиночных скважин и для восстановления добычных возможностей отдельных участков залежи с длиной горизонтального ствола 450–900м. Эти скважины являются наиболее экономичными. Горизонтальные скважины с малым радиусом применяются на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и при бурении боковых стволов

Бурение двух последних видов скважин требует использования специального оборудования.

При проектировании горизонтальной скважины учитываются эксплуатационные характеристики продуктивного пласта. В продуктивных пластах толщиной более 20м рекомендуется выпуклый профиль горизонтального участка, а при пониженных пластовых давлениях вогнутый профиль. В неоднородных, в геологическом отношении, продуктивных пластах рекомендуется построение волнообразного профиля

Рис. 1. Схема профиля и конструкции горизонтальной скважины: L — длина по стволу, м; Li — длина i-го участка профиля, м; Аi — горизонтальная проекция i-го участка ствола профиля, м; Hi — вертикальная проекция i-го участка профиля, м.

Рис. 2. Типовая конструкция ГС с открытым забоем и фильтром-хвостовиком

Горизонтальные скважины позволяют при наличии тонких водонефтяных зон обеспечивать достаточно высокие текущие коэффициенты нефтеизвлечения — от 25,2 до 29,9 %. Они являются эффективным способом выработки запасов из тонких ВНЗ. ГС по сравнению с вертикальными наиболее эффективны в пластах с малой толщиной коллектора.

По данным ООО «ЮНГ — НТЦ УФА» оптимальная длина горизонтального ствола должна составлять 10–20 % длины элемента разработки при глубине залегания залежи до 1000м, 50–70 % при глубине 3000м и 80 % при глубине 5000м и более.

Кроме строительства ГС с одним стволом практикуется бурение и многозабойных скважин (МЗС), характеризующиеся наличием в нижней части двух и более горизонтальных, пологонаклонных или волнообразных стволов, вскрывающих продуктивный пласт. Стволы могут быть вертикальными, параллельными и ответвляться от основного на различной высоте от подошвы продуктивного пласта. Наиболее эффективным бурение МЗС оказывается в пластах с пониженными пластовыми давлениями, в залежах со значительной степенью выработки запасов и высоковязкими нефтями.

Литература:

1. Андреичев В. Л. Изотопная геохронология ультрамафит-мафитовых и гранитоидных ассоцоаций восточного склона Полярного Урала. ИГ Коми НЦ УрО РАН, Сыктывкар, Геопринт, 2004, 44 с.
2. Бежаев М. М. Флишевая и орогенная формации восточного склона Урала. Средне-Уральское книжное издательство, Свердловск, 1978, 208 с.
3. Белонин М. Д., Смирнов С. В., Плотников А. А. Механизм формирования крупной зоны газонакопления в промежуточном комплексе севера Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 4, 2007, с. 11–16 с.
4. Бембель Р. М., Мегеря В. Н., Бембель С. Р. Поиски и разведка месторождений углеводородов на базе геосолитонной концепции дегазации Земли. Геология нефти и газа, № 2, 2006, с. 2-