ВЛИЯНИЕ ТРАЕКТОРИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ВЯЗКОЙ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ АКТИВНЫХ ПОДОШВЕННЫХ ВОД (НА ПРИМЕРЕ АРЛАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

АННОТАЦИЯ

Арланское месторождение характеризуется высокой расчлененностью терригенного коллектора и неблагоприятным соотношением подвижностей нефти и воды. В работе обосновано применение горизонтального бурения для снижения депрессии на пласт и предотвращения конусообразования. С помощью гидродинамического моделирования трех сценариев доказано, что качество траектории оказывает решающее влияние на коэффициент извлечения нефти (КИН). Установлено, что при синусоидальной траектории и потере эффективной длины проходки накопленная добыча за 5 лет снижается на 34–45% по сравнению с идеальным профилем. Обоснована экономическая эффективность использования систем LWD для минимизации геологических рисков.

Ключевые слова: Арланское месторождение, терригенная толща нижнего карбона, горизонтальные скважины, траектория ствола, гидродинамическое моделирование, конусообразование, геонавигация, КИН, высоковязкая нефть.

Проблемы проводки ГС и технология геонавигации

Критическое значение для эффективности ГС на Арланском месторождении имеет точность проводки. Основные риски:

1. Потеря эффективной длины: из-за линзовидного строения коллектора высок риск «вылета» долота в непроницаемые глинистые пропластки. Участки ствола, оказавшиеся в глине, не участвуют в дренировании запасов, что снижает потенциал скважины.

2. Раннее обводнение: локальное приближение траектории к водонефтяному контакту (ВНК) создает точку для преждевременного прорыва воды. Из-за высокой подвижности вода быстро прорывается в этой точке и блокирует приток нефти из других, более высоких интервалов ствола.

Решением является применение технологий каротажа в процессе бурения (LWD — Logging While Drilling). Системы LWD (гамма-каротаж, резистивиметрия) позволяют геологам «видеть» разрез в реальном времени, отличать коллектор от глин и чувствовать приближение к ВНК, что дает возможность оперативно корректировать траекторию и удерживать ствол в наиболее продуктивной части пласта.

Гидродинамическое моделирование влияния траектории

Для количественной оценки влияния качества проводки на показатели разработки была использована секторная гидродинамическая модель участка Арланского месторождения с вязкостью нефти 24 мПа·с. Были смоделированы три сценария проводки горизонтального ствола длиной 500 м на прогнозный период 5 лет (таблица 1, рисунок 1):

• Сценарий А («Идеальный»): Ствол расположен строго горизонтально в центре нефтенасыщенного пласта на максимальном удалении от ВНК (6 м). Эффективная длина — 100%.
• Сценарий Б («Наклон к воде»): Траектория имеет наклон, в результате чего конец («носок») скважины приближается к ВНК на расстояние 2,5 м.
• Сценарий В («Синусоида»): траектория имитирует некачественную проводку, имея волнистый характер. Ствол периодически выходит в глинистую покрышку и приближается к воде, теряя до 35% эффективной длины.

Таблица 1.

Сравнение интегральных показателей разработки за 5 лет по сценариям

Рисунок 1. Технологические параметры работы скважин в зависимости от качества проводки ГС

В «идеальном» сценарии (А) скважина показывает максимальную накопленную добычу и самый длительный период безводной работы (14 месяцев) за счет равномерного подтягивания ВНК.

В сценарии «наклон» (Б) происходит мгновенный прорыв воды в нижней точке ствола. Это приводит к катастрофическому росту обводненности (до 92%) и трехкратному увеличению объема добываемой попутной воды, что резко повышает операционные затраты. Накопленная добыча нефти снижается на 34%.

В сценарии «синусоида» (В), имитирующем «слепое» бурение без качественной геонавигации, результат еще хуже. Из-за потери эффективной длины и локальных приближений к воде скважина сразу показывает низкий дебит и быстро обводняется. Потеря накопленной добычи нефти достигает 45% по сравнению с идеальной траекторией.

Заключение

Применение ГС на Арланском месторождении является технологически обоснованным решением, позволяющим снизить депрессию на пласт и в 3-4 раза увеличить период безводной эксплуатации по сравнению с вертикальными скважинами.

Ключевым фактором успеха является точность проводки ствола. Литологическая неоднородность и малая толщина пластов создают высокие риски выхода ствола из коллектора, что ведет к потере до 35-40% потенциала скважины.

Гидродинамическое моделирование доказало, что отклонение от идеальной траектории («наклон» или «синусоида») приводит к раннему конусообразованию и потере от 34% до 45% проектной накопленной добычи нефти за 5 лет.

Инвестиции в системы каротажа в процессе бурения (LWD) и качественное геологическое сопровождение являются экономически оправданными. Затраты на эти технологии многократно окупаются за счет максимизации эффективной длины ствола и, как следствие, увеличения коэффициента извлечения нефти.

Список литературы:

1. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. - PennWell Books, 1991. - 534 с.
2. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – Казань: Изд-во Казан. ун-та, 2005.-210 с.
3. Щепкин А.С., Гимазова А.А. Геонавигация и гидродинамическое моделирование: синергия подходов при проводке ГС в условиях активных подошвенных вод // Нефтяное хозяйство. - 2021. - №5. - С. 44-48.
4. Баймухаметов К.С. и др. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. - Уфа: Башкнигоиздат, 1997.