3 Проблемы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Если в НГДУ «Лениногорскнефть» первые девять ГС (1992 – 1994 годы) баш­кирско - серпуховских отложений имели профиль условно - горизонтального участка преимущественно восходящий или синусоидальный, что отразилось и на обводненности продукции в сторону некоторого увеличения, и на продуктивности (де­биты нефти не превышали 3 - 4 т/сут), то ГС, вступившие в эксплуатацию в 2001 - 2008 годы, имеют нисходящий профиль и дебиты нефти достигают вели­чин 7 - 17 т/сут и более. Но обводненность продукции остается все же высокой.

Эффективным по отношению к окружающему фонду вертикальных скважин (ВС) на месторожде­ниях Республики является бурение ГС с двумя и более забоями на отложения бобриковского горизонта. Начальные дебиты по нефти горизонтальных сква­жин, пробуренных на этот объект эксплуатации достигают 21 т/сут, текущий на 1.07.08 г. - 18 т/сут. Об ус­пешности горизонтальных скважин в последние годы можно судить и по ГС НГДУ Бавлынефть. Здесь дебит нефти ГС турнейских отложений мо­жет достигать 10 - 12 т/сут.

Кроме того, в этом НГДУ впервые в ОАО «Татнефть» осуществлено го­ризонтальное бурение по пашийским отложениям девона при строительстве скважины № 3922 Жмакинского участка. Начальный дебит нефти по ней оказался в разы выше окружающих наклонно - направленных скважин и по обводнённости, которая составила менее 5 %. Для достижения такого результата требовалось преодолеть при бурении толщу кыновских аргиллитов, характеризующихся агрессивными осыпями и обвалами при бурении. Из-за малой толщины пашийских нефтеносных пластов при бурении на верхнюю маловыработанную пачку угол входа в них должен быть не менее 80°. В ходе реализации проекта удалось обеспечить набор зе­нитного угла в кыновских отложениях с 63° до 83°, Для привода долота ис­пользовалась система электробурения. Преимущества электробурения в том, что, во-первых, привод долота осуществляется путем подачи электроэнергии на забойный электробур и, следовательно, бурение происходит при значительно меньшей скорости течения бурового раствора, во-вторых, наличие электриче­ского кабеля внутри бурильных труб обеспечивает связь устья с забоем для управления забойной телеметрической системой и долотом. Для вскрытия кыновской толщи и пашийских отложений были применены разные буровые растворы. Вскрытие кыновской толщи осуществлялось с промывкой утяжелен­ным ингибированным безглинистым биополимерным раствором, вскрытие пашийских отложений - с промывкой облегченным пресным биополимерным раствором. Кыновская толща сразу после вскрытия была закрыта эксплуата­ционной колонной с последующим цементированием. По пашийским песча­никам пробурено 185 м, общая глубина скважины составила 2090 м. Освое­ние скважины было осуществлено путем замены бурового раствора на нефть. Сразу после замены раствора скважина начала изливать с ростом давления на устье. Таким образом, преодоление кыновского барьера состоялось благодаря применению передовых буровых технологий и растворов нового поколения.

В настоящее время на месторождениях РТ внедряется раствор полимеркарбонатного состава. Преимущество его заключа­ется в полном отсутствии глиноматериала, являющегося сильнейшим кальмотантом. По лабораторным исследованиям керна 1г глинопорошка даёт кальмотацию от 20 до 40 м удельной поверхности порового пространства при каолинитовом составе и от 800 до 900 м удельной поверхности при монтмориллонитовом составе.

В разрезе залежей пашийского горизонта на Ромашкинском месторожде­нии, характеризующихся высокой неоднородностью и мощностью глин кынов­ского возраста 30 и более метров бурение ГС на терригенные коллекторы па­шийского горизонта в настоящее время может осуществляться путём вскрытия разреза кыновского горизонта под углом 60° с последующим набором угла и выхода на проектную отметку невыработанного продуктивного пласта. В этом случае, как правило, образуется коленообразная траектория, концевая часть ко­торой под углом 90° вскрывает пласт (или под углом, соответствующем падению кровли продуктивного пласта) на длину соответствующую проектному до­кументу и требуемую по системе разработки залежи.

Кроме бурения новых ГС, на сегодняшний день широкое применение находит бурение боковых горизонтальных стволов из бездействующего, малодебитного и нерентабельного фонда. Восстановление малоэффективного без­действующего фонда обходится в 1,5 - 2 раза дешевле, чем бурение новых скважин. В основном боковые горизонтальные стволы пробурены на бобри-ковский горизонт НГДУ Азнакаевскнефть. Лениногорскнефть, Джалильнефть. Дебит нефти по таким скважинам после зарезки боковых горизонтальных стволов возрастает в 5 - 6 раз.

Перспективными для внедрения ГТ являются объекты среднего девона и нижнего карбона. К первому относятся терригенные коллектора ардатовского и воробьёвского горизонтов представленные крепким трещиноватым песчани­ком. Ко второму - терригенные коллектора тульского горизонта, представлен­ные песчано - алевролитовыми породами с проницаемостью от сотых до целых мкм². Причём бурение горизонтальных стволов на залежи среднего девона можно производить зарезками через башмак скважин на пашийский объект с ис­пользованием оборудования одновременно – раздельной эксплуатации (ОРЭ).

Наряду с успешным использованием ГС и БГС необходимо отметить, что по­тенциальные возможности горизонтальных технологий используются недос­таточно. Связано это с рядом их недостатков. В частности, известными фактами неудовлетворительной эффективности применения ГС на месторождениях ОАО «Татнефть» являются:

- малые дебиты ГС по башкирским отложениям;

- быстрое падение дебита во времени и обводнение добываемой продукции;

- высокая стоимость строительства ГС.

Причинами всего этого являются, в основном, следующие положения:

- технологии бурения и освоения ГС и БГС остаются недостаточно совершенными;

- прогноз геологического строения объектов разработки невысокого качества;

- недостаточное использование новых технологий: гибких труб, новых видов ГИС и ГДИС, бурения на гибких трубах и т.д.

Наблюдаемый за рубежом в последние годы (особенно начиная с конца 90 годов) стремительный прогресс в развитии технологии многоствольного строи­тельства скважин во многом явился результатом активной деятельности создан­ной рядом зарубежных фирм (Baker Oil Tools и другие) совместной рабочей группы по совершенствованию технологии многоствольного бурения. Данной рабочей группой разработана специальная многоступенчатая технологическая система классификации многоствольных скважин (система TAML), а также методология оценки риска затрат, связанного с осуществлением проектов многоствольного бу­рения. За истекший период в практике многоствольного бурения отмечается пе­реход от наиболее простых решений в проводке боковых стволов (уровень 1 по системе классификации TAML), т.е. без крепления места соединения основного вертикального ствола скважины и бокового ствола в устойчивых, сцементированных породах; к сложным и более надежным конструктивным решениям с применением специальных технологических способов крепления и обеспечения полной механиче­ской целостности и герметичности места соединения основного и боковых ство­лов скважины. Особое значение придается надежности систем соединения ство­лов, их защите от обрушения пород, простоте их установки при стандартном кре­плении скважины и приспособляемости к различным конструкциям направленных (восходящих или нисходящих) боковых стволов скважин.

В настоящей работе предложены и рассмотрены технологии и обоснование их применимости к конкретным горно - геологическим условиям залегания продук­тивных пластов, а также аспекты применения горизонтальной технологии, условия проведения всего ствола ГС, эффективность применения горизонтальной технологии на предприятиях ОАО «Татнефть», даны предложения и рекомендации по повышению эффективности строительства и эксплуатации ГС и БГС на нефтяных месторождениях Татарстана.