ОПЫТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ МНОГОЗАБОЙНЫХ СКВАЖИН В ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

Нефтеносность месторождений Удмуртии приурочена в основном к объектам среднего карбона (пласты мячковского, подольского, каширского, верейского и башкирского горизонтов), нижнего карбона (пласты алексинского, тульского, бобриковского, радаевского,  кизеловского, черепетского, малевско-упинского горизонтов) и верхнего девона (пласты заволжского,  тиманского, пашийского горизонтов).

На балансе компании ОАО «Удмуртнефть» находится 30 месторождений, большая часть которых  находится на поздней стадии эксплуатации, в среднем текущая выработка запасов составляет 61 %.

Верейские отложения, наиболее часто представленные на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», характеризуются маломощными карбонатными коллекторами (менее 3 м), слабой гидродинамической связью с законтурной областью  и частыми прорывами газа к добывающим скважинам. В результате запасы верейского горизонта имеют наименьшую степень выработанности -32,8% (рисунок 1).[1]

Наиболее показательным примером такого типа залежи является верейский объект Киенгопского месторождения. Нефтяные пласты В-II, В-III участка характеризуются проницаемостью 0,130 мкм², вязкостью нефти в пластовых условиях – 12,9 мПа х с при средней нефтенасыщенной толщине 3,9 м. Текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) по пластам составляет 0,07-0,017 при утвержденном 0,345.[3]

Рисунок 1. Выработка запасов нефти по объектам разработки

Значительные запасы нефти на Киенгопском месторождении сосредоточены в зонах, которые ещё не были охвачены существующей сеткой скважин. Так Кайсегуртский участок находится на начальном этапе разработки. Расчеты показывают, что дальнейшая разработка наклонно-направленными скважинами (ННС) низкорентабельна с экономической точки зрения [1]. Эффективная разработка подобных объектов не может быть обеспечена традиционными технологиями строительства скважин и требует применения новых методов, способных обеспечить повышенный дебит скважин, интенсивные темпы отбора и высокий конечный КИН при приемлемой рентабельности работ.

На основании вышесказанного можно сделать вывод о высокой степени актуальности бурения горизонтальных (ГС) и многозабойных (МЗС) скважин.

Бурение боковых горизонтальных стволов впервые применено в ОАО «Удмуртнефть» в 1993 году, а спустя 3 на башкирском объекте Гремихинского месторождения были пробурены две многозабойные скважины.

В скважине 673 было сформировано 3 наклонно-направленных ствола, в скважине 1287 - 2 ствола. Следует отметить, первый опыт с точки зрения повышения дебитов скважин оказался неуспешным, обе были запущены с обводненностью выше 80%.[2]

К идее повышения эффективности разработки маломощной карбонатной многопластовой залежи В ОАО «Удмуртнефть» вернулись в 2010г. В результате  на верейский объект Красногорского месторождения было пробурено 4 МЗС.

На рисунке 2 приведен профиль многозабойной скважины №2521, пробуренной на Красногорском месторождении в 2010г. Стартовый дебит скважины по нефти после забуривания боковых стволов составил 45 т/сут при обводненности 47%.

Рисунок 2. Профиль многозабойной скважины №2521 Красногорского месторождения

Первые пробуренные МЗС отнесены по международной классификации TAML относятся к 1 уровню сложности, по которой основной ствол и дополнительный стволы не обсажены. При этом длина боковых стволов не превышала 150 м.

За последние 10 лет в ОАО «Удмуртнефть» пробурено свыше 30 новых скважин и 60 ЗБС с горизонтальным заканчиванием (МЗС, одноуровневые ГС, двухуровневый ГС), при достигаемой длине боковых стволов 400-500 м средний дебит составил 25 т/сут  на скважину, в то время как при обычной ННС –5 т/сут. На рисунке 3 представлена информация по запускным дебитам скважин после бурения в зависимости от применяемого профиля.

Рисунок 3. Средний запускной дебит по категориям скважин

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 позволил увеличить охват дренированием, как по площади, так и по пластам, различным по своим фильтрационно-емкостным характеристикам.

На основании статистических данных был проведен анализ влияния длины горизонтального участка ствола скважины на величину запускных дебитов.[1]

Результаты расчетов показали  линейную зависимость роста запускных дебитов с увеличением длины горизонтального участка (ГУ) в виде:

y = 0,0378 × x + 12,335                                                                              (1)

Анализ результатов позволил выявить зависимость влияния длины ГУ на величину запускных дебитов (рисунок 4). Оптимальная длина ГУ оценивается в диапазоне 300 - 600 м

Рисунок 4. Зависимость запускного дебита нефти от длины горизонтального участка

Выполненные расчеты подтверждены эксплуатационным бурением на Кайсегуртском участке Киенгопского месторождения. В 2017г. была пробурена горизонтальная скважина №3612 на башкирский объект разработки с эффективной длиной горизонтальной части 400 м. Реализованная технология бурения ГС позволила увеличить запускной дебит до 2-х раз.[1]

Технико-экономические расчеты позволили определить эффективность бурения МЗС в зависимости от количества стволов при ГУ равном 400 м (рисунок 5).

Рисунок 5. Зависимость экономической эффективности бурения скважины от количества ответвлений

Для условий ОАО «Удмуртнефть» оптимальным является бурение 2-3-х ответвлений.

Выводы:

Анализ показал  целесообразность увеличения доли МЗС в общем объеме бурения на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», в частности, на Кайсегуртском участке Киегопского месторождения, Чутырском, Красногорском, Есенейском месторождениях.

При сравнении достигнутых показателей одноствольных и многозабойных скважин видно, что в аналогичных условиях коллекторских свойств пласта дебит по МЗС более высокий. Увеличение числа и длины эффективной части горизонтальных стволов приводит к росту продуктивности и дебита скважины. Исходя из опыта, оптимальная длина ствола определяется от 300 до 600 метров,  при бурении  не более 3-х ответвлений.

Данная технология является перспективным методом разработки маломощных карбонатных пластовых коллекторов на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».

Список литературы:

1. Топал А.Ю., УсмановТ.С, Зорин A.M., Меннегалеев О.В., Синицын М.Н. Эффективность удлинения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах на примере месторождений ОАО «Удмуртнефть»// Бурение и нефть. – 2018. -№ 10. - С.66-68.
2. Насыров В.А., Нуров С.Р., Готлиб О.Л. Перспективы разработки маломощных карбонатных нефтяных оторочек на месторождениях ОАО «Удмуртнефть»// Нефтяное хозяйство. -  2011. -№ 6. – С.22-24.
3. Технологический проект разработки Чутырско-Киенгопского нефтяного месторождения Удмуртской республики. г. Ижевск, 2017г.