Альметьевнефть горизонтальными скважинами малого диаметра увеличила темп отбора нефти в 1,5 раза

В «Татнефти» рассматривают это как инструмент для вовлечения в разработку карбонатных пластов малой толщины.

В «Татнефти» значительный опыт бурения горизонтальных скважин (ГС) накоплен на высокоамплитудных залежах с карбонатными коллекторами, в том числе при строительстве многозабойных горизонтальных скважин. Например, во вскрывшей залежь нефти турнейского яруса скважине № 8249мг Ново-Елховского месторождения с нефтенасыщенной толщиной в 44 м пробурено четыре горизонтальных ответвления общей длиной стволов более 900 м. Об этом пишут Нафис ГУМАРОВ, Рашит МИННУЛИН и Р. ФАСХУТДИНОВ из НГДУ «Альметьевнефть» и Рустам МУХАММЕТШИН (Институт геологии и нефтегазовых технологий КФУ). Информ-Девон приводит с некоторыми сокращениями статью «Горизонтальные технологии при освоении залежей нефти в карбонатных коллекторах сложного строения НГДУ «Альметьевнефть».

В отличие от многочисленных нефтяных месторождений, расположенных на склонах Южно-Татарского свода, в первую очередь, западного и северного, и на восточном борту Мелекесской впадины, залежи нефти в карбонатной толще турнейского яруса Ромашкинского месторождения классифицируются как пластовые сводовые. Уточнить классификацию залежей позволило расчленение карбонатных толщ на пласты на основе выделения ритмов осадконакопления путем построения геолого-статистических разрезов.

Разрабатываемые «Альметьевнефтью» залежи нефти в карбонатных коллекторах имеют значительные размеры и приурочены к кизеловскому горизонту с нефтенасыщенной толщиной пласта до 5 м. Их особенностью является приуроченность к пологим структурам с обширными водонефтяными зонами.

В 1980-е годы применение оборудования для разобщения и вскрытия пластов без перфораторов на залежах кизеловского горизонта изменило в целом весьма прохладное отношение к карбонатным коллекторам турнейского яруса Ромашкинского месторождения. Текущий дебит нефти по скважинам с бесперфораторным вскрытием через три года эксплуатации оказался выше в 14 раз и составил в среднем 5,6 тонн в сутки. Это послужило основой для промышленного освоения залежей.
Проектом были предусмотрены плотность размещения скважин 8 га на скважину в пределах 4-метровой изопахиты, 16 га на скважину при толщине пласта от 2 до 4 м и разработка возвратными скважинами в приконтурных частях залежи с трехрядной системой заводнения.

Нефтевмещающие известняки кизеловского горизонта характеризуются невысокими коллекторскими свойствами при значениях толщины в основном 3–5 м. Их средняя пористость - 12,1%, проницаемость 0,029 кв. мкм). С приближением к подошве и границам залежи отмечается существенное ухудшение свойств нефти, что затрудняет гидродинамическую связь нефтяной и водоносной частей залежей.

В «Татнефти» уделяется большое внимание созданию экономичных методов увеличения нефтеотдачи в карбонатных пластах с вязкой нефтью, учитывающих конкретные геологические условия. При добыче нефти наиболее затратно строительство добывающих скважин. Одним из методов сокращения расходов является переход на бурение скважин малого диаметра.

На залежах нефти кизеловского горизонта, расположенных на площадях «Альметьевнефти» бурение наклонно-направленных скважин сопряжено с рисками. В условиях близости водонасыщенных коллекторов пласта проявляется заколонная циркуляция после солянокислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ). Так, вследствие особенностей геологического строения залежи № 224 при выработанности извлекаемых запасов всего 14,5% обводненность достигла 51,8% при проектном коэффициенте нефтеизвлечения (КИН), равном 0,25.

Естественное направление по вовлечению в активную разработку при существующих геологических условиях – это бурение горизонтальных скважин без вскрытия водонасыщенного пласта. Однако для залежи № 224 возникла необходимость адаптации технологии бурения горизонтальных скважин. Для экономии затрат скважину малого диаметра было решено бурить долотом шириной 144 мм и 156 мм, со спуском колонны 144 мм.

На первоначальном этапе был предусмотрен спуск эксплуатационной колонны шириной 114 мм в интервал карбонатных отложений на глубину 20 м для разобщения бобриковских и турнейских отложений. Однако это привело в одной из скважин к потере части открытого ствола из-за попадания в него цементного раствора. В этой скважине при разбуривании цементного камня в открытом стволе долото ушло ниже траектории пробуренного ствола, что привело к «зарезке» 2-го ствола.
Поэтому колонну стали спускать до достижения углов 89–90° и ниже башмака колонны спускать еще 1–2 трубы с целью предотвращения попадания цемента в открытый ствол.

Для повышения эффективности ОПЗ стали проводить с проведением гидромониторной обработки с установкой «гибкой» трубы. Необходимость перехода «гибкой» на ОПЗ с установкой «гибкой» трубы вызвана необходимостью гидромониторной обработки всего пробуренного ствола и осуществлением в динамическом режиме для исключения застойной зоны с кислотой.

До кислотной обработки нефть распределена по всему стволу. Под воздействием соляной кислоты в состоянии «покоя» за счет растворения породы нефть высвобождается из порового пространства. При этом нефть всплывает и блокирует верхнюю часть горизонтального ствола, а кислота под действием тяжести, реагируя, опускается и может раскрыть каналы с нижележащими водонасыщенными коллекторами пласта.

Оптимальная длина горизонтального ствола составляет 150–250 м. Она определена исходя из опыта бурения горизонтальных скважин в компании «Татнефть».
При увеличении длины ствола еще на 100 м относительно 150 м длины прирост составляет 2,2 тонн в сутки, а при увеличении еще на 100 м прирост не превышает 0,5 тонны в сутки. Но при этом резко возрастают затраты и риски прихватывания в случае бурения по конструкции скважин малого диаметра.

С 2014 по 2016 г. на залежи № 224 пробурено 29 скважин малого диаметра с горизонтальным окончанием. Темп отбора нефти при этом увеличился с 1,3% до 1,9%, или в 1,5 раза. Годовая добыча по сравнению с 2012 г. выросла на 30 тыс. т (с 56,3 до 86,2 тыс. т). О наличии резерва в дальнейшем увеличении добычи нефти по залежи свидетельствует достигнутая плотность сетки скважин. Она составила всего 104 га на скважину при проектной плотности 40 га. И это при учете одной горизонтальной скважины за две наклонно-направленные.
Таким образом, практика бурения и освоения горизонтальных скважин малого диаметра свидетельствует, что в «Татнефти» создан надежный инструмент вовлечения в разработку карбонатных пластов малой толщины с начальным дебитом по нефти 10 тонн в сутки.

СЛЕДУЮЩИЙ МАТЕРИАЛ РАЗДЕЛА "Технологии"