Все о нефти | Возврат в разработку 'старых' месторождений бурением боковых горизонтальных стволов

В практике западных бизнес-школ (таких как Гарвардская школа бизнеса, например) широко используется обучение на основе кейсов, то есть примеров из реальной бизнес-практики. Этот метод обучения известен под названием case-study. По аналогии с бизнес-обучением хотелось бы предложить вам рассмотреть своего рода кейс из геологической практики.

Case-study: Возврат в разработку «старых» месторождений бурением БГС

Технология бурения боковых горизонтальных стволов (БГС) из существующего фонда скважин имеет давнюю историю. В настоящее время эта технология успешно освоена как разработчиками (операторами) месторождений, так и буровыми сервисными компаниями, непосредственно осуществляющими работы по бурению. А в практике нефтяных компаний бурение боковых горизонтальных стволов уже давно стало обычным делом, которое широко используется как на относительно новых, так и на «старых» месторождениях.

Эффективность бурения БГС, как правило, довольно высока, поскольку бурение боковых стволов осуществляется на уже разбуренных участках месторождений с хорошо изученной геологией. А в умелых руках, да при определенной доле везения эта технология способна творить настоящие чудеса! Собственно об одном таком «чуде» я и хотел бы сейчас рассказать.

Произошло это совсем недавно в (для кого-то далекой, а для кого-то близкой) Удмуртии на Лудошурском нефтяном месторождении. Разработкой этого месторождения аж с 1978 года занимается компания ОАО «Удмуртнефть», в настоящее время принадлежащая в почти равных долях крупнейшей российской нефтяной компании Роснефть и китайской нефтехимической корпорации Sinopec.

Само по себе Лудошурское месторождение очень небольшое (его площадь всего-то 1,5 x 1,5 км), поэтому уже к середине 1981 года месторождение было практически полностью разбурено проектной сеткой скважин. В настоящее время месторождение находится в III стадии разработки, т.е. в стадии падающей добычи.

В соответствии с реализованным вариантом технологической схемы на Лудошурском месторождении выделено четыре объекта разработки:

верейский объект;
башкирский объект;
визейский объект;
турнейский объект.

Верейский и турнейский (то есть самый верхний и самый нижний) объекты разрабатываются на естественном режиме. Верейский – за счет давления газа газовой шапки, а турнейский – за счет подпора подошвенной воды.

Основные (и наиболее успешные) работы по бурению БГС проводились на турнейской залежи месторождения, поэтому рассмотрим ее немного подробнее.

Турнейская залежь нефти Лудошурского месторождения

Турнейская залежь массивная, подстилается водой, приурочена к небольшому замкнутому поднятию, почти круглой формы. Размеры залежи по изогипсе -1338 м составляют 1,5 x 1,5 км.

Продуктивный пласт представлен местами выклинивающимися или сливающимися друг с другом продуктивными прослоями в количестве от 1 до 24 штук, толщина которых варьируется от 0,5 до 5,4 м. Максимальная эффективная нефтенасыщенная толщина залежи 25,1 м, средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта – 14,5 м.

Залежь сложена карбонатными породами. Продуктивные отложения представлены известняками (иногда доломитизированными), среди которых можно выделить известняки сгустково-фораминиферовые и полидетритовые. Непроницаемые пропластки представлены известняками мелко- и тонкокристаллическими и известняками полидетритовыми с низкой пористостью.

Начало разработки турнейского объекта было положено в 1979 году, когда были пробурены две скважины с начальными дебитами нефти 24 т/сут и 7 т/сут. Всего же на объект было пробурено 10 добывающих скважин, которых было вполне достаточно для разработки такой небольшой залежи.

На начало 2012 года действующий фонд составлял 8 добывающих скважин (2 скважины находились в бездействии по причине высокой обводненности продукции). Все действующие скважины были механизированы – оборудованы ЭЦН или ШГН. Средний дебит действующих скважин составлял:

по нефти – 8,7 т/сут
по жидкости – 125,1 т/сут
средняя обводненность – 95,6%

Карта толщин турнейского объекта

Профиль (турнейский объект между красными линиями)

Таким образом, турнейский объект месторождения, находящийся в поздней стадии разработки, был низкопродуктивной залежью с падающей добычей нефти. А из-за высокой обводненности продукции объект считался бесперспективным для проведения каких-либо работ по интенсификации добычи.

Неожиданный успех

Тем не менее, несмотря на изрядную долю сомнений, геологическая служба предприятия волевым усилием приняла решение попытаться пробурить на месторождении боковой горизонтальный ствол из бездействующей скважины. Оптимизма в успехе этого мероприятия не добавлял и тот факт, что ранее на месторождении уже предпринимались попытки бурения боковых стволов. Так в период 1997-2004 гг. на месторождении были пробурены 10 БГС, средний дебит нефти по которым составил 15,1 т/сут. Для месторождений Удмуртии это в принципе неплохой показатель, но не настолько хороший, чтобы можно было рассчитывать на большой успех применения технологии БГС спустя почти 10 лет.

Несмотря на довольно пессимистичные ожидания, БГС на турнейский объект был все же пробурен. К великой радости начальный дебит нефти по нему составил 118 т/сут (при обводненности 20%)! И это при том, что средний дебит восьми действующих скважин турнейского объекта на тот момент составлял 8,7 т/сут (при обводненности 96%). Такой успех не мог остаться незамеченным и вскорости на месторождении стали бурить все новые и новые БГС.

В 2013 году на турнейский объект было пробурено 3 БГС со средним начальным дебитом 101 т/сут. В 2014 году пробурили еще 5 БГС, средний начальный дебит нефти которых составил 86 т/сут.

В результате, применение технологии БГС на месторождении позволило предотвратить наметившееся падение добычи нефти. А турнейская залежь месторождения из низкопродуктивной превратилась в основной объект разработки. Бурение БГС привело к увеличению добычи нефти с одного этого объекта в 5,6 раз (!), сделав его основным драйвером роста.

Заключительные выводы

Какие можно выделить факторы, обеспечившие высокую эффективность применения технологии БГС на Лудошурском месторождении? При том, что ранее подобные работы имели довольно низкий эффект. Возможно, нижеприведенные выводы покажутся слишком обобщенными, тем не менее, их стоит обозначить.

Факторы, обусловившие успешность бурения БГС:

Проводка горизонтального ствола в прикровельной части продуктивного пласта. Позволяет избежать преждевременного обводнения продукции скважины из-за подъема ВНК или конусообразования.
Увеличенная длина горизонтального ствола. Позволяет повысить продуктивность скважины за счет увеличения площади контакта ствола скважины с нефтенасыщенной породой.
Бурение боковых стволов в зонах с недренируемыми запасами нефти. Тщательное построение геологических моделей месторождения и анализ имеющейся информации позволяет выявить зоны с высокими остаточными запасами.

В качестве резюмирующего заключения:

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, особенно важно увеличение выработки запасов. Эта задача может успешно решаться с помощью бурения боковых стволов из существующего фонда скважин. Бурение боковых горизонтальных стволов из высокообводненных и нерентабельных скважин позволяет значительно улучшить состояние разработки за счет увеличения площади охвата процессом вытеснения. При этом возможности данной технологии позволяют «возродить», прежде казавшиеся бесперспективными, залежи нефти с падающей добычей.