Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин в ОАО «Удмуртнефть»

авторы: И.П. Заикин; К.В. Кемпф; О.Л. Готлиб; С.В. Ефимов; С.В. Выхристюк; А.М. Насыров
ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Удмуртнефть»

Введение

Большинство месторождений ОАО «Удмуртнефть» находится на поздней стадии эксплуатации, но при этом значительные запасы углеводородов сосредоточены в стратиграфических ловушках, которые ещё не были охвачены существующей сеткой разработки. В связи с этим повышаются требования к выбору скважин для проведения реконструкции скважин методом бурения боковых стволов.

Следует отметить, что в нынешних экономических условиях бурение наклонно-направленных боковых стволов в силу их низкой продуктивности во многих случаях является нерентабельным. Средние дебиты наклонно-направленных скважин составляют около 3 - 3,5 тонн/сутки нефти. Поэтому начиная с 2009 года, специалисты ОАО «Удмуртнефть» совсем отказались от бурения наклонно-направленных боковых стволов, и приступили к бурению горизонтальных стволов. При этом средние дебиты по скважинам с горизонтальными боковыми стволами существенно увеличились и составили около 10 - 15 тонн/сутки нефти.

Бурение боковых горизонтальных стволов (БГС) началось в ОАО «Удмуртнефть» еще в 1993 году. Специалисты службы бурения и геологической службы имеют богатый опыт по реализации данного вида ГТМ и постоянно совершенствуют технологию бурения и заканчивания боковых стволов. Накопленный опыт в этой области стал базой для дальнейшего повышения эффективности БГС.

Первым шагом для повышения дебитов горизонтальных стволов стало вовлечение двух пропластков верейского объекта Красногорского месторождения при расположении бокового ствола в продуктивном горизонте, применялся так называемый двухуровневый профиль. Данный профиль предполагает бурение по верхнему пропластку бокового ствола длиной 100-120 метров и переход на нижний пропласток с последующим расположением горизонтального участка длиной 50–80 метров. Общая длина бокового ствола двухуровнего профиля составляет 450-600 метров, при прохождении по продуктивной части пласта не более 130-150 метров. Применяя двухуровневый профиль специалистам ОАО «Удмуртнефть» удалось повысить средний дебит до 18-20 тонн/сутки.

На рисунках 1-3 показаны примеры боковых стволов с разными профилями на Красногорском месторождении ОАО «Удмуртнефть».

Профиль бокового горизонтального ствола по продуктивному пласту В-2 (одноуровневый профиль)
 

Рис.1 Профиль бокового горизонтального ствола по продуктивному пласту В-II (одноуровневый профиль)

Профиль бокового горизонтального ствола по двум продуктивным пластам В-2 и В-3а (двухуровневый профиль)
 

Рис.2 Профиль бокового горизонтального ствола по двум продуктивным пластам В-II и В-IIIа (двухуровневый профиль)

Профиль двух боковых горизонтальных стволов по двум продуктивным пластам В-2 и В-3а (МЗС)
 

Рис.3 Профиль 2-х боковых горизонтальных стволов по двум продуктивным пластам В-II и В-IIIа (МЗС)

История бурения МЗС в ОАО «Удмуртнефть»

В последние годы в нефтегазовой промышленности активно развиваются технологии бурения многозабойных и многоствольных скважин (МЗС и МСС), которые позволяют существенно нарастить производительность скважин. В Удмуртии первые 2 МЗС были пробурены на башкирском объекте Гремихинского месторождения в 1996г. на волне массированного применения технологий горизонтального бурения. В скв.673 было сформировано 3 наклонно-направленных ствола, в скв.1287 - 2 ствола; с охватом всех продуктивных пластов с А4-1 по А4-6. Однако опыт с точки зрения повышения дебитов скважин оказался неуспешным: скв.673 была запущена с обводненностью 83%, скв.1287 с 90% воды.

Повторная возможность бурения многозабойной скважины была проанализирована специалистами геологами и буровиками ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «Удмурнефть» в 2010 году. Технология бурения МЗС выглядела предпочтительнее именно для Красногорского месторождения, условия которого позволяли выполнить опытно-промышленные работы на имеющемся буровом оборудовании и по применяемым технологиям. Проектным горизонтом для бурения был выбран верейский объект, который представлен маломощной карбонатной многопластовой залежью (пласты с В-0 по В-IIIб), осложненной наличием обширной газовой шапки. Средняя пористость составляет 0,17 д.ед., вязкость нефти в пластовых условиях - 9,7 мПа·с, средняя нефтенасыщенная толщина нефтяной оторочки - 3,5 м. Транзитный фонд нижележащего объекта в своем большинстве попадает в границы газовой шапки, поэтому для выработки запасов необходимо формировать собственную сетку скважин путем зарезки боковых стволов в сторону нефтяной оторочки.

Технология бурения МЗС

Основная идея бурения многозабойных скважин заключалась в том, чтобы увеличить эффективную длину горизонтального участка на имеющихся производственных мощностях. Это стало возможным за счет бурения бокового ствола по верхнему пропластку на расчетную длину, с последующей срезкой в середине горизонтального ствола и бурением второго горизонтального участка по нижнему пропластку.

Основные этапы строительства многозабойной скважины по данной технологии на примере скважины Красногорского месторождения заключались в следующем (фактический профиль бокового ствола отображен на рисунке 3):

  1. После ликвидации интервалов перфорации в 146 мм эксплуатационной колонне вырезается «окно» с клина-отклонителя за один рейс.
  2. Бурение основного ствола диаметром 123,8 мм ведется с набором угла до точки входа в продуктивный пласт. За 50 метров перед входом в коллектор пласта В-II проводится привязочный каротаж для уточнения геологии залегания пластов.
  3. По продуктивному коллектору формируется ствол длиной около 170 метров. Вход в продуктивный пласт и бурение по пласту ведется с постоянным Гамма- и газовым каротажем. По окончании бурения производится заключительный каротаж автономным геофизическим прибором на бурильных трубах.
  4. По окончании проводки первого ствола на расстоянии 90 м от точки входа в продуктивный пласт зарезается дополнительный ствол в коллектор пласта В-IIIа путем наработки желоба с установкой 180 град.- вниз.
  5. Зарезка и бурение дополнительного ствола длиной 40 м по пласту В-IIIa также ведется с постоянным Гамма- и газовым каротажем. Ввиду малой мощности пласта В-IIIа окончательная длина горизонтального участка определяется исходя из реальных геологических и технических условий в процессе бурения.
  6. Спуск 102 мм хвостовика осуществляется в пласт В-IIIа. Продуктивная часть основного ствола в пределах пласта В-II и дополнительного ствола В-IIIа перекрывается 102 мм обсадными трубами-фильтром. Интервал неустойчивых глинистых пород между В-II и В-IIIа перекрывается глухими трубами без цементирования.
  7. Для исключения негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных пластов в кровлю В-II в плотных породах устанавливается пакер для манжетного цементирования. Для герметизации подвески хвостовика в эксплуатационной колонне устанавливается дополнительный пакер, совмещенный с подвеской хвостовика. Цементаж хвостовика производится прямой заливкой с последующей срезкой излишек цементного раствора.

При реконструкции первой скважины 1 на Красногорском месторождении было получено удорожание на 20%, в основном связанное с получением опыта и временными потерями. При дальнейшей реконструкции двух скважин 2, 3 Красногорского месторождения временные потери снизились и дополнительные затраты составили всего 10%. При этом дебит скважины вырос в два раза.

В 2010 году в ОАО «Удмуртнефть» на верейский объект было пробурено 4 МЗС. Достигнутые результаты позволили сделать выводы о том, что за счёт увеличения эффективной длины горизонтальных участков удалось существенно увеличить дебиты скважин после бурения боковых стволов. Кроме того, данный вид реконструкции скважин позволяет увеличить охват дренированием, как по площади, так и по пластам, различным по своим фильтрационно-емкостным характеристикам, что позволит повысить нефтеотдачу залежи в целом.

На следующей диаграмме представлена информация по запускным дебитам скважин после бурения боковых стволов в зависимости от применяемого профиля боковых стволов.

Средний дебит различных типов скважин

Выводы

Данная технология является инновационным методом разработки маломощных карбонатных пластовых коллекторов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть». Успешный опыт строительства МЗС на Красногорском месторождении позволит ОАО «Удмуртнефть» расширить применение данной технологии при разработке аналогичных залежей на Есенейском, Карсовайском, Чутырско-Киенгопском месторождениях.

Основными направлениями развития технологии МЗС являются:

  • совершенствование и внедрение оборудования по заканчиванию в местах сочленения стволов с возможностью селективной добычи и исследования в каждом из боковых стволов;
  • бурение скважин с большими отходами по вертикали, чем существующие боковые стволы;
  • бурение по продуктивным горизонтам на равновесии и депрессии с целью снижения скин-эффекта.

Опубликовано с разрешения авторов. Впервые статья опубликована в журнале ROGTEC

 

 

 

Читайте также:

Многоствольные скважины: развитие технологии

Все о скважинах в нефтяной промышленности

Древовидные скважины

Почему не все добывающие скважины продуктивны

 

 


 

Многозабойная скважина