Бурение скважин с горизонтальным окончанием в Татнефти

Как повысить эффективность их бурения, рассказали на конференции «Горизонтальные скважины и ГРП».

В «Татнефти» возрастает количество скважин с горизонтальным окончанием (СГО). Особенно явно это наблюдается за последние 4 года. Если с 1977 года по 2012 год в среднем из бурения вводилось 24 горизонтальных скважин в год, то с 2013 по 2016 гг. бурилось в среднем около 103 скважин в год.
Всего к началу 2017 года в «Татнефти» пробурено 940 горизонтальных скважин (ГС). Кроме того, в компании активно применяются такие скважины на залежах сверхвязкой нефти (СВН). Ярким примером применения таких скважин для разработки залежей СВН является Ашальчинское месторождение, где пробурено 313 СГО (в т.ч. 51 пароциклических и 138 добывающих).
В связи с этим у нефтяников возникают различные проблемы при эксплуатации подобных скважин. О том, как их избежать, пишут Раис Хисамов и Ильгизар Хакимзянов (институт «ТатНИПИнефть») в статье «25-летний опыт становления технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием в Республике Татарстан». Материал опубликован в журнале «Георесурсы» , выпущенной к международной конференции «Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений».

КАК БУРИТЬ НЕДОСТУПНЫЕ УЧАСТКИ
По разрезу нефтяных месторождений «Татнефти» можно выделить пять основных объектов, которые разрабатываются с применением горизонтальных технологий (снизу-вверх): тиманско-пашийский; турнейский; тульско-бобриковский; башкирско-протвинский и залежи СВН (шешминский горизонт Ашальчинского месторождения).
Преобладающая часть СГО пробурена на низкопродуктивные карбонатные отложения турнейского (36,8%) и башкирско-серпуховского (27,0%) ярусов небольших месторождений. На тульско-бобриковские пласты пробурено 22%, на терригенный девон 13,7% и на карбонатный девон 0,5% скважин.

В связи с возрастающими объемами направленного бурения, актуальной становится проблема контроля за направлением ствола СГО в процессе его бурения. Для этого с конца 2010 года в «Татнефти» стали широко применять навигационные системы НДМ ЗТС (наддолотный модуль забойной телеметрической системы), что позволило увеличить ежегодную добычу нефти.
Большие перспективы применения скважин с горизонтальным окончанием ожидаются в тиманских отложениях Ромашкинского месторождения. Нефти тиманского объекта по своим физико-химическим свойствам мало отличаются от нефти пашийского объекта. Вязкость нефти в них также составляет 5-7 мПахс, однако неоднородность продуктивного пласта Д0 и его линзовидно-мозаичное строение, не позволяют активно вводить в разработку тиманские отложения.
Бурение СГО на отложения тиманского возраста позволит ввести в разработку все запасы нефти в линзах, водонефтяных зонах и недоступных участках под санитарно-защитными зонами, населенными пунктами, лесными массивами, пойменными зонами и родниками. Применение горизонтальной технологии (ГТ) способствует более равномерной выработке запасов и, в конечном итоге, повышению коэффициента нефтеизвлечения. Кроме того, применение таких скважин обусловлено геологическим строением тиманского резервуара, зажатого с мощными прослоями глин, что длительное время не позволяло вводить в активную разработку тиманский объект.

КАК РАВНОМЕРНО ВЫРАБАТЫВАТЬ ЗАПАСЫ
Мозаичное распространение коллектора пласта Д0 разных литотипов пород не позволяет равномерно выработать запасы. Решение проблемы также лежит в применении ГТ с выходом из одного литотипа к другой и проведением гидроразрыва пластов (ГРП) с отключением к выработке дальней зоны пласта. В этой связи, важное значение имеет бурение длинных стволов. заменяющих бурение трех-четырех скважин и проведение в них многозонных ГРП. Такая технология позволила бы кратно сократить количество бурящихся скважин и значительно снизить влияние мозаичности на продуктивность скважины. Причём, при длительной эксплуатации скважин с протяженными условно горизонтальными стволами проявляются веские преимущества. Такие скважины стабильно работают с меньшим темпом снижения продуктивности. К примеру, скважина №4712Г Бавлинского месторождения, имеющая самый протяженный УГС (637 м), является одной из самых продуктивных. Дебит нефти по ней в первый год эксплуатации (2001 г.) составлял 16-17  тонн в сутки, за 2016 год - 15,3 тонн в сутки.

В Татарстане начинается разработка залежей нефти, представленных карбонатными коллекторами. Особое значение при разработке карбонатных коллекторов имеют гори-зонтальные технологии. В основном, это связано с необходимостью повышения производительности скважин и снижения их сроков окупаемости. Как показывает практика, скважины с горизонтальным окончанием наиболее эффективно вырабатывают запасы в слабодренируемых зонах, в низкопроницаемых и кавернозно-трещиноватых коллекторах. Горизонтальные скважины предоставляют гораздо большие возможности для воздействия различными методами интенсификации добычи нефти на пласты-коллектора, чем вертикальные или наклонно-направленные.

Эффект от применения горизонтальных технологий проявляется особенно заметно при высокой латеральной неоднородности пород-коллекторов, которая присуща чаще всего известнякам. Горизонтальный ствол скважины повышает вероятность вскрытия участков с повышенной проницаемостью пласта-коллектора, обладающего высокой степенью неоднородности как по латерали, так и по разрезу. Кроме того, за счет горизонтального участка увеличивается площадь контакта скважины с целевым пластом-коллектором. Как следствие возникает более объемная и сложная геометрия дренирования по сравнению с наклонно-направленными скважинами.

КАК ПОВЫСИТЬ ЭФФЕКТИВНОСТЬ БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
Эффективность бурения горизонтальных скважин в ПАО «Татнефть» многократно подтверждалась на практике. Однако применение горизонтальных технологий не всегда дает ожидаемый эффект. Известными факторами неэффективности применения СГО на месторождениях компании являются чрезмерно высокая неоднородность разреза отложений; вероятность «разбухания» и осыпания глинистых пропластков в процессе бурения и эксплуатации скважин. Высока вероятность пересечения водоносных пропластков или пластов в межскважинном интервале из-за отсутствия информации о геологическом строении и насыщенности пластов межскважинного интервала. Компания сталкивается и с быстрым падением дебита нефти, обусловленное сниженеим пластового давления в зоне отбора в результате высокой неоднородности и затрудненной связи с законтурной областью.
С учетом этих факторов для максимизации эффекта от применения ГТ необходима детальная проработка всех этапов проектирования скважины - от идеи до ее реализации. При выборе местоположения ГС необходимо применять комплексный подход. Нужно изучать и анализировать данные сейсморазведочных исследований (включая прогнозирование фильтрационно-емкостных свойств), строить гидродинамические модели для обоснования оптимальности местоположения горизонтальных скважин. Требуется и рассчет технико-экономических показателей разработки, изучение данных о трещиноватости, изучение «лучших практик» применения горизонтальных технологий в компаниях.
При бурении скважин необходим постоянный мониторинг данных о кривизне (соответствие проектного размещения ствола фактическому), литологии и насыщенности пластов в реальном времени с помощью наддолотного модуля забойной телеметрической системы. При разработке месторождений ГС надо следить и за уровнем пластового давления, поддерживая его на достаточном уровне для эффективной разработки месторождения.

Поиск по теме: Татнефть технологии, скважины горизонтальные , бурение, геология, СВН, скважины, Хисамов Раис