Бурение гс на продуктивные пласты малой толщины

Поздняя стадия разработки большинства крупных и средних месторож­дений и рыночные условия функционирования требуют от нефтяных компаний страны и, в частности, от ОАО «Татнефть», принятия всех мер для обеспечения высокой эффективности капитальных вложений в строительство и эксплуатацию скважин по трем основным направлениям - рациональное использование остаточных, в основном, трудноизвлекаемых запасов нефти, увеличение дебита новых скважин, снижение затрат на бурение и обустройство, восстановление дебита обводнённого и простаивающего фонда скважин. В то же время сохранение высоких темпов развития отрасли и сохранение, и увеличение по республике объемов добычи нефти требуют, прежде всего, открытия новых месторождений, запасы которых должны обеспечивать не только запланированный прирост до­бычи, но и компенсировать неизбежное ее падение на разрабатываемых место­рождениях.

В настоящее время в старых нефтяных регионах страны, которые играют решающую роль в общем объеме добычи нефти, достигнута определенная ее стабилизация, несмотря на тенденцию к ее неуклонному снижению вследствие прогрессирующего обводнения и опережающей выработки наиболее продук­тивных пластов. Поэтому одним из резервов сохранения достигнутых уровней добычи является повышение степени извлечения нефти из пластов, которое может быть достигнуто совершенствованием систем разработки нефтяных

месторождений, широким внедрением методов увеличения нефте­отдачи пластов, массовым проведением геолого-технических мероприятий по стимуляции работы скважин.

Вследствие сложного строения пород запасы нефти вырабатываются крайне неравномерно. При существующих экономических условиях предельной рентабельной изопахитой, в пределах которой рационально нести бурение и производить расстановку проектного фонда скважин при проектировании, является толщина, как правило, для терригенных пород - два метра, карбонатных 4 - 6 метров. Наличие таких зон в пределах приконтурной зоны пласта закономерно. Однако, зоны с толщиной, равной предельной и менее часто расположены в пределах, и площади нефтеносности глубоко внутри залежи. Нередко они перехо­дят в зоны замещения коллектора. В этой связи, с целью более полной выра­ботки запасов в зонах толщин менее рентабельной, повышения КИН необходимо пробурить по крайней мере одну или, при необходимости большего охвата дренированием, более скважин с горизон­тальным окончанием. Продуктивная толщина пласта при этом должна состав­лять (учитывая технические возможности УК «Татнефть - бурение») не менее 0,8 – 1,0 метра. Бурение производится следующим образом.

Бурение производится под продуктивный пласт с последующим набором зенитного угла и выходом на горизонтальный участок ствола скважины в пласт с его подошвы, обсаживают скважину и продолжают бурение долотом меньшего диаметра волнообразно - от подошвы к середине, кровле, середине и подошве, таким образом, то есть пересекая пласт по высоте несколько раз, но не выходя из него вовлекая в разработку все пропластки неоднородного пласта, отличаю­щиеся по своей фильтрационной характеристике [12]. Таким образом, фильтрационная поверхность скважины в пласте малой толщины уве­личивается кратно, позволяя ввести в разработку недренируемые запасы, уве­личить коэффициент охвата их выработкой и повысить нефтеизвлечение. В за­висимости от сцементированности или крепости породы, слагающей пласт, в ствол

спускают извлекаемый хвостовик с фильтром или оставляют его открытым, обеспечивая воздействие по всему профилю пласта.

Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб и выводят её в нижнюю точку траектории скважины чтобы избежать эффект водозатвора. В продуктивном пласте подобным образом проводят добывающие и нагнетатель­ные скважины. При эксплуатации скважины как добывающей отбор пластовой жидкости ведут по всему профилю скважины: из подошвенной, срединной и из прикровельной части.

В случае падения пластового давления более 0,2 - 0,3 МПа в год осваивают под закачку нагнетательные скважины из ранее пробуренного фонда. В случае обводнения скважины до 98 % переводят её под нагнетание. При эксплуатации скважины как нагнетательной закачку рабочего агента ведут по всему профилю скважины: в подошвенную, срединную и кровельную части пласта.

Значительное количество остаточных запасов Ромашкинского месторож­дения после долголетней эксплуатации остается в пластах небольшой толщины, представленных слабопроницаемыми коллекторами. Такие пласты, как прави­ло, не принимают закачиваемую воду в достаточном количестве для вытесне­ния нефти. У добывающих скважин, эксплуатирующих эти пласты, дебиты снижаются до низкого уровня за счет быстрого снижения пластового давления, что приводит к остановке таких скважин из-за низкой рентабельности. Запасы остаются не выработанными.

Возобновление добычи из таких пластов возможно, если восстановить пластовое давление. Для повышения эффективности заводнения предлагается использовать горизонтальные скважины небольшой длины. Данная технология предлагается в патенте РФ № 2136567 С₁ на изобретение «Способ разработки неоднородной многопластовой нефтяной залежи». Задача решается тем, что цементируются под давлением ранее перфорированные интервалы, устанавли­вается в скважине цементный мост с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации. С глубины выше верхнего

интервала перфорации бурится новый наклонный ствол скважины с переходом на горизонтальный в невыработанном низкопроницаемом пласте. Новый забой скважины располагают на расстоянии не менее 50 м от старого забоя. Согласно изобретению пробуренную скважину используют как нагнетательную, длину горизонтального участка скважин выполняют исходя из необходимой приемистости скважины. Давление и объем закачки в пробуренную скважину уменьшают до исключения прорыва рабочего агента в смежные пласты через межпластовые перемычки. На Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения в пашийских отложениях выделяются восемь нефтенасыщенных пластов. Пласты имеют разную проницаемость, пористость и т.п., т.е. залежь неоднородна, выработка запасов из пластов происходит неравномерно. Охватываются разработкой, в основном, высокопроницаемые пласты. Обширные зоны, представленные алевролитом, остаются не вовлеченными в разработку. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи неоднородной многопластовой залежи за счет более полного охвата пласта воздействием, вовлечения в разработку ранее не работавших невыработанных пластов в бездействующих, простаивающих, низкопродуктивных, нерентабельных скважинах.