Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние изученности проблемы и постановка задачи исследования 7
1.1. Современный уровень развития теории, технологии и техники проводки горизонтальных скважин 7
1.2. Вопросы проектирования и размещения горизонтальных скважин 11
1.3. Обобщение опыта эксплуатации горизонтальных скважин 24
1.4. Состояние расчета основных технологических показателей ГС 34
ГЛАВА 2. Исследования эффективности расположения скважин и ориентации боковых горизонтальных стволов для однородного по проницаемости пласта 36
2.1. Формирование схемы исследования 36
2.2. Методические предпосылки 38
2.3. Результаты численных исследований 40
ГЛАВА 3. Исследование эффективности расположения скважин и ориентации бгс для неоднородного по проницаемости пласта .. : 46
3.1. Формирование модели исследования 46
3.2. Результаты численных исследований 48
ГЛАВА 4. Реализация рекомендаций по разделам 2, 3 на залежи № 71 турнейского яруса ново-елховского месторождения и результаты их внедрения 57
4.1. Формирование исходной базы данных по исследуемому объекту 57
4.2. Принципы размещения новых горизонтальных скважин 68
4.3. Фактические данные о расположении ГС и анализ результатов внедрения
рекомендаций 73
4.4. Методика и расчет экономических показателей разработки с ГС залежи № 71 Ново-Елховского месторождения 84
4.5. Прогнозная оценка технологической и экономической эффективности разработки участка 172-12 до 2015 года 88
Выводы и рекомендации 95
Список использованных источников 96
- Современный уровень развития теории, технологии и техники проводки горизонтальных скважин
- Формирование схемы исследования
- Результаты численных исследований
- Формирование исходной базы данных по исследуемому объекту
Введение к работе
Актуальность проблемы. Несмотря на значительные запасы нефти в карбонатных коллекторах, которые оцениваются в общем балансе по ОАО "Татнефть" в объеме 22% от всех запасов, выработка их сопряжена со значительными трудностями. Так коэффициент нефтеизвлечения по ОАО "Татнефть" составляет нижний предел от 0.07 до 0.24 дол. ед., в то время как по терригенным коллекторам Кн изменяется в пределах 0.16-0.25 доли ед. Низкая эффективность выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах связана как геологическими признаками, так и не совершенством технологии их выработки. Повышенная геологическая неоднородность коллектора и разнообразная структура порового пространства, представленного трещинно-поровыми, порово-трещенными, трещинными коллекторами снижает эффективность фильтрационных потоков при отборе нефти и нагнетания воды для нефтевытеснения. Как правило, наблюдается интенсивное обводнение вследствие прорыва воды по трещинам, а выработка запасов из матрицы нефтеносных пород существующими технологиями достаточно низка. Поэтому степень промышленного освоения балансовых запасов нефти по этой категории коллекторов за последние 60 лет по ОАО "Татнефть" составляет в среднем лишь 15.6%. Разделенная по проницаемости коллектора пористой матрицы на четыре группы: первая - более 0.100 мкм2, вторая -0.010-0.100 мкм , третья - 0.001-0.010 мкм , четвертая - менее 0.001 мкм , практически является непроницаемым. Поэтому для эффективной их выработки в последние годы применяют горизонтальные стволы повышенной длины как однозабойные, так и многозабойные. Однако, создание более эффективных технологий дренирования пластовой продукции путем создания горизонтальных стволов, требует проведения целевых исследований по определенно оптимальной схемы размещения горизонтальных скважин (ГС), размеров ствола, их азимута, количества стволов для достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения.
Цель работы. Повышение эффективности разработки неоднородных карбонатных коллекторов за счет совершенствования технологии проводки горизонтальных однозабойных и многозабойных скважин путем обоснования их плотности размещения с учетом расстояния между ними, угла разветвления, проницаемости коллектора и полноты выработки запасов нефти.
Основные задачи исследования:
1. Анализ исследованности проблемы по опубликованным работам ведущих специалистов России и за рубежом и постановка задачи исследования.
Изучение достоинств и недостатков выбора участков для проводки горизонтальных скважин.
Аналитические исследования влияния геолого-физических характеристик пласта и параметров горизонтального ствола на эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти.
Совершенствование и разработка методики плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин на нефтяной залежи.
Оценка эффективности внедрения разработанных рекомендаций на конкретном объекте.
Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на аналитических и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическом моделировании фильтрации многофазовой жидкости в неоднородном коллекторе и обобщения их результатов.
Научная новизна.
Установлены зависимости изменения накопленной добычи нефти от проницаемости для однородного и неоднородного коллектора при различных вариантах размещения на залежи горизонтальных одноствольных и многоствольных скважин.
Исследован механизм влияния расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами и угла между его стволами на отбор объема нефти вырабатываемого участка и времени его разработки.
Создана оптимальная схема плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин для неоднородного по проницаемости коллектора, устанавливающая связь между зоной отбора продукции и нагнетания обеспечивающая наибольшую вырабатанность извлекаемых запасов.
Основные защищаемые положения.
Методика плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин при различных схемах их расположения для однородного и неоднородного коллектора.
Зависимость влияния расстояния между скважинами в зоне нагнетания и отбора добывающими скважинами и угла между его стволами на степень выработанности участка.
5 3. Пределы оптимальных соотношений между накопленной добычей нефти, временем разработки участка и коэффициентом нефтеотдачи с учетом созданной эффективной плотности размещения ГС. Достоверность полученных результатов достигалась в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов экспериментальных и модельных исследований на промысловых объектах. Практическая ценность.
На основании проведенного аналитического исследования по оптимизации плотности размещения однозабойных и многозабойных горизонтальных скважин предложены для использования в промысловых условиях усовершенствованные методы расчета технологических показателей эксплуатации скважин с расположением их в зонах повышенной нефтенасыщенности и слабой дренируемости.
Разработанные методики использованы при проводке горизонтальных однозабойных и многозабойных скважин на Ново-Елховском месторождении НГДУ "Елховнефть" ОАО "Татнефть" (скв. 6788,8733,8727,8738,8755,8824), внедрение которых позволило получить экономический эффект за 2005 год в сумме 3598,0 тыс. рублей.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах и научно-технических конференциях ОАО "Татнефть" (1998-2005 гг.), НПО "Нефтегазтехнология" (2004-2005 гг.), в территориальной комиссии по разработке нефтяных месторождений (г. Казань, 2003-2005 гг.), на научно-технической конференции "Строительство многоствольных, направленных и горизонтальных скважин на нефть и газ: Новые технико-технологические решения" (Москва, 22-23 июня, 2005 г., НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ).
Публикации. Результаты исследований опубликованы в 6 печатных работах, в том числе две научные статьи опубликованы самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решения, анализ полученных результатов и организация внедрения новой технологии размещения горизонтальных скважин на Ново-Елховском месторождении.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 104 страницах машинописного текста и содержит 50 рисунков, 12 таблиц, список использованных источников из 92 наименований.
6 Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.ф.-м.н. И..Владимирову, научному консультанту д.т.н. Н.И.Хисамутдинову и д.г.-м.н. Р.С.Хисамову, работникам НГДУ «Елховнефть» Н.Н.Фархутдинову, Р.А.Афлетонову неоднократные консультации и обмены мнениями с которыми способствовали формированию диссертации.
Современный уровень развития теории, технологии и техники проводки горизонтальных скважин
Истощение ранее разрабатываемых высокопродуктивных терригенных коллекторов на большинстве крупных нефтяных месторождений и ввод в разработку менее продуктивных, имеющих категорию трудноизвлекаемых запасов нефти, стало одной из причин бурного развития горизонтального бурения и проводки боковых горизонтальных стволов, связанных с увеличением зоны дренирования.
Следует сразу оговориться, что понятия «горизонтальный ствол» (ГС) или «горизонтальная скважина» являются в достаточной мере условными. Как не существует скважин с абсолютно вертикальным стволом проходки (именно поэтому в последнее время предпочитают говорить об «условно-вертикальных» скважинах), так и практически нереально осуществить бурение абсолютно горизонтального участка ствола. Да в этом обычно и не существует технологической необходимости. Любой продуктивный пласт характеризуется той или иной степенью неоднородности своих фильтрационно-емкостных свойств по простиранию, а также их изменчивостью по напластованию (анизотропия пласта). Кроме того, практически каждый продуктивный горизонт характеризуется «складчатостью» своего напластования, обусловленной геологическими особенностями формирования. Все это обуславливает необходимость проводки наклонных участков стволов скважин согласно особенностям залегания пластов, причем общий наклон конечного участка ствола может иметь угол более 90 (может быть направленным вверх к поверхности земли), возможна необходимость создания сложной конфигурации профиля скважины, бурения многозабойных стволов, например, как показано на рисунке 1.1. Все это указывает на многофакторность проблем и вопросов, которые встают перед учеными и производственниками, внедряющими горизонтальные технологии в нефтедобычу.
Одной из первых серьезных монографий в области развития горизонтальных технологий в России явилась книга Ю.П. Борисова, В.П. Пилатовского, В.П. Табакова «Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами», изданная в 1964 году /18/. В ней впервые были приведены более точные аналитические зависимости для определения притока жидкости к системам наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин, изложены наработанные на тот период теоретические основы проектирования подобных систем разработки, приведен имеющийся практический опыт освоения, эксплуатации и ремонта подобных скважин.
В этой же работе приведены обзорные данные по первым опытам строительства ГС и боковых горизонтальных стволов (БГС). В СССР разветвление скважин для увеличения притока нефти впервые предложил Н.С. Тимофеев в 1941 году. Первые экспериментальные работы в этом направлении по инициативе A.M. Григоряна и В.А. Брагина /28/ были начаты в 1947 году на Краснокамском месторождении, где из основного ствола скважины № 240 были пробурены два дополнительных ствола в пределах продуктивного горизонта.
Большой вклад в этом направлении был сделан A.M. Григоряном /28/. С 1951 года группа специалистов начала разрабатывать специальную технику и технологию бурения многозабойно-горизонтальных скважин. Первым значительным успехом, имевшим международный резонанс, стало строительство в 1953 году скважины 66/45 на Карташовском месторождении (Башкирия). Скважина имела 10 резкоискривленных стволов. Общая протяженность стволов, прошедших по продуктивному разрезу, составила 1760 м. Из них три ствола были пробурены горизонтально или волнообразно на длину от 60 до 168 м.
Зарубежный опыт строительства ГС (БГС) восходит к тридцатым годам прошлого века. Первые скважины с боковыми дополнительными стволами были пробурены в Техасе еще в 1930 году. Разработка нефтяной залежи с использованием системы горизонтальных скважин была применена в 1939 году также в США, причем длины горизонтальных участков ствола составляли уже сотни метров /18/.
За прошедшие годы горизонтальные технологии претерпели значительные изменения, как в количественном аспекте их применения, так и в области накопленного опыта качественного совершенствования. Современный этап развития использования горизонтальных и многозабойных скважин характеризуется переходом от практики заложения отдельных скважин для улучшения показателей разработки локальных участков месторождения, к формированию систем разработки крупных месторождений в целом на основе ГС и БГС. Особо следует выделить результаты исследования эффективности применения горизонтальных скважин, опубликованные в работах последних лет Ю.Е. Батурина, Н.Я. Медведева, В.Д. Лысенко, С.Н. Закирова, Э.С. Закирова, Ильдара Р. Мукмииова, Искандера Р. Мукминова, Мусина М.Х., Н.В. Ювченко, Р.Т. Фазлыева, Р.Х. Муслимова /50,45,46,47,31,55,56,81,62,60/, которые дали огромный толчок в совершенствовании теоретических основ и практики эксплуатации ГС. Отдельные принципы и подходы применения горизонтальных скважин изложены, в частности, в работах /10,27,35,37,43,60/. Из обобщающих работ последних лет, систематизирующих накопленный опыт строительства и эксплуатации горизонтальных скважин и боковых стволов, можно выделить /25,34,44/. Считается целесообразным использование ГС и БГС в водоохранных зонах, маломощных коллекторах, в залежах с обширными водоплавающими и подгазовыми зонами, там, где использование обычных вертикальных или наклонных скважин технологически или экономически нецелесообразно или невозможно.
Всеми авторами отмечается необходимость предварительной достоверной изученности объекта применения ГС (БГС), что фактически означает ограничение применения горизонтальных технологий либо в выдержанных монолитных коллекторах, либо на верхних геологических объектах в карбонатных коллекторах, хорошо изученных транзитными скважинами. Кроме того, еще одна область применения ГС - карбонатные коллектора, на 80-ти процентах изученных месторождений которых имеющих сеть вертикальных и субвертикальных трещин /31/.
Вышеназванными авторами отмечается, что ГС наиболее эффективны по сравнению с вертикальными скважинами в тонких пластах, а также в пластах с активными подошвенными водами и газовой шапкой.
Формирование схемы исследования
Тем не менее, в вышеупомянутых работах, подчеркивается, что несмотря на общий положительный опыт внедрения ГС и БГС в системы разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, для дальнейшего роста эффективности их строительства и эксплуатации необходимо дальнейшее развитие технологий и новые решения в области повышения качества строительства ГС, в частности, крепления и вторичного вскрытия пласта, усовершенствования технологий РИР, поиска оптимальных способов воздействия на фильтрационные потоки в пласте.
Первостепенное значение с точки зрения полноты реализации потенциальной продуктивности горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, имеют технологии вскрытия продуктивного горизонта, учет особенностей геологического строения при формировании профиля горизонтального участка /11, 13, 21, 23, 30, 36, 41, 53, 64, 83/. В настоящее время накоплен достаточно большой опыт применения передовых технологий в этой области.
Так, одним из перспективных направлений оперативного управления траекторией горизонтального участка с учетом особенностей геологического строения нефтенасыщенного коллектора является использование процедуры «геонавигации», или «стратиграфического бурения» /41,69/. Под этим термином подразумевается включение при бурении в компоновку низа бурильной колонны (КНБК) каротажных зондов, размещенных в УБТ разной длины. Это позволяет получать в реальном времени информацию о параметрах горных пород, пластовых флюидов в процессе бурения и проводить корректировку траектории скважины не только по геометрическим параметрам, но и с учетом фактических геологических условий, т.е. осуществлять «геонавигацию».
До последнего времени использование замеров в процессе бурения сводилось к получению в реальном масштабе времени пространственной информации, включающей данные об угле, азимуте и направлении отклонителя. Геологическая информация, включающая данные гамма каротажа и каротажа электросопротивлений, использовалась отдельно с целью корреляции геологического разреза.
Появление современных комплексных телеметрических систем создает условия, при которых инженер по бурению получает в реальном масштабе времени данные о параметрах разбуриваемой продуктивной зоны и принимает оперативные решения о необходимости корректировки направления ствола скважины.
В опубликованных источниках приводятся многочисленные примеры успешного применения технологии «геонавигации» как в нашей стране, так и за рубежом. При этом акцент делается на максимальную эффективность совместного применения пространственной и геофизической навигации, особенно в осложненных геологических условиях бурения при недостатке геолого-геофизической информации о проходимом разрезе.
Одним из ведущих регионов успешного внедрения горизонтальной технологии в практике разработки нефтяных месторождений является Республика Татарстан. На 01.01.2005 в эксплуатации находятся 308 горизонтальных скважин, в том числе на башкирском объекте - 30, на серпуховском - 54, на бобриковском - 32, турнейском -184, данково-лебедянском - 4, пашийском - 4 скважины. Наибольшее количество горизонтальных скважин пробурено на Бавлинском и Ново-Елховском месторождениях /55/. Данное направление успешно развивается. В ближайшие годы в республике планируется пробурить не менее 1000 ГС. По состоянию на 01.01.2005, средний текущий дебит нефти по ГС составляет около 7.0 т/сут, в том числе по башкирским отложениям - 3.1 т/сут, серпуховским - 5.6 т/сут, бобриковским - 16.0 т/сут, турнейским - 6.5 т/сут, данково-лебедянским - 4.1 т/сут, пашийским - 27.5 т/сут. Как показывают экономические расчеты, более 72% ГС технологически эффективны и экономически рентабельны. Средняя обводненность горизонтальных скважин составляет 33%, тогда как обводненность всего фонда добывающих скважин Республики 82.8%.
Анализ результатов пробуренных ГС по типам профилей показывает, что в настоящее время в Республике Татарстан нисходящий профиль (с зенитным углом около 85-89) имеют 51% ГС, 32% - горизонтальный (88-92), 14% - восходящий (до 95-97), 4% - синусоидальный.
К настоящему времени в компании "Татнефть» освоена также технология бурения разветвленных и многозабойных горизонтальных скважин (РГС и МЗС) с использованием стандартного забойного бурового оборудования. На сегодняшний день пробурено 14 таких скважин.
В Татарстане также увеличиваются объемы бурения боковых горизонтальных стволов (БГС). Большая часть БГС приходится на отложения бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения. По горизонтам количество пробуренных БГС распределилось следующим образом: бобриковский- 105, кизеловский - 10, пашийский 28 четыре, заволжский - четыре, данково-лебедянский - три, башкирский - три, протвинский - одна.
После зарезки горизонтального ствола происходит существенное снижение обводненности продукции и увеличение дебитов нефти. По Татарстану до зарезки БГС вертикальные скважины работали в среднем с дебитом нефти около 1 т/сут и со средней обводненностью 64,6%. После бурения БГС средний дебит нефти одной скважины составил 7,2 т/сут, а обводненность - 47,8%.
В целом по месторождениям Татарстана, находящимся в завершающей стадии разработки, методом зарезки БГС возможно восстановить до 20 % фонда малодебитных и нерентабельных скважин. Для дальнейшего повышения эффективности этого метода необходима организация системных работ по сопровождению проектирования и последующему авторскому надзору за эксплуатацией участков с БГС. Кроме того, необходимо решить технические вопросы проводки БГС на отложения пашийского горизонта Ромашкинского месторождения как наиболее перспективного объекта применения данной технологии.
Другим важнейшим вопросом, определяющим дальнейшую эффективность эксплуатации горизонтальных стволов, является технология вскрытия продуктивного пласта с точки зрения баланса давления в системе «пласт-скважина» /11,12,83/. В частности, авторы работы /83/ отмечают, что на депрессии или равновесии успешно пробурен ряд ГС на отложения турнейского яруса в НГДУ «Бавлынефть» (Республика Татарстан). Средний дебит нефти по ним около 6 т/сут. На депрессии пробурены также две ГС в НГДУ «Лениногорскнефть», однако результаты их освоения и эксплуатации неоднозначны. Очевидно, в условиях залежей №302, 303 Ромашкинского месторождения эта технология требует дальнейшего совершенствования. Как бы там ни было, по существующим оценкам, увеличение репрессии на пласт при вскрытии продуктивного интервала в 1,5 раза, снижает дальнейший дебит скважины в 2 раза.
В работах /11, 12/ показывается перспективность и технико-экономическая эффективность вскрытия ряда продуктивных пластов на равновесии или депрессии в условиях ОАО «Сургутнефтегаз». Отмечается, что бурение продуктивного интервала на равновесии или депрессии является наиболее радикальным решением проблемы сохранения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны, что, естественно, наиболее злободневно для горизонтальных участков ствола, имеющих протяженность сотни метров и более в пределах продуктивной толщи. Надо отметить, что опыт бурения горизонтальных скважин и проблемы, решаемые при их проводке в зарубежной практике, практически идентичны /86, 87, 88, 89, 90,91,92/.
Результаты численных исследований
Однако не следует забывать, что при всех вышеуказанных преимуществах, биополимерные буровые растворы характеризуются и рядом недостатков и ограничений, к главным из которых относятся: - воздействие высокой щелочности и жесткости может привести к выпадению биополимера в осадок; - накопление твердой фазы в растворе приводит к включению твердых частиц в структуру системы, созданную биополимером, что отрицательно сказывается на свойствах раствора; - при разбуривании цемента, если раствор предварительно не обработан, может произойти гидролиз полимера цементом; - за счет механического разрушения молекул биополимера при воздействии больших гидродинамических нагрузок (истечение через насадки долота и т.п.), их адсорбции на поверхности выбуренного шлама могут ухудшаться реологические и фильтрационные свойства раствора, которые восстанавливаются дополнительной обработкой химреагентами.
Тем не менее, опыт экспериментальных исследований и промысловых работ по оценке влияния подобных буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных горизонтов показывают высокую сохранность их фильтрационно-емкостных свойств, обеспечение высоких добычных характеристик эксплуатационных объектов, повышение конечной нефтеотдачи пластов.
Другой важной областью, которая определяет потенциал продуктивности ГС или БГС, являются вопросы крепления горизонтальных участков. Основной задачей при этом остается сохранение максимальной интенсивности притока пластового флюида в ствол скважины, ради чего, собственно, и строится горизонтальный участок ствола. Вопросы крепления ствола скважины и увеличения отборов являются, по сути, противоположно направленными, т.к. противоречат друг другу по своим задачам. Эта дилемма решается нахождением различного рода компромиссов. В плотных породах, выдерживающих технологически необходимую депрессию в процессе дренирования, горизонтальные участки часто оставляются необсаженными. Другим решением является спуск в горизонтальный интервал заранее проперфорированного хвостовика и его установка без последующего цементирования. Однако в настоящее время разработаны и иные технические решения вторичного вскрытия боковых стволов.
Основной проблемой при вторичном вскрытии является то, что при классических (кумулятивных) способах перфорации локальным разрушениям, кроме обсадной колонны, подвергается и цементный камень. Ситуация осложняется тем, что при строительстве боковых стволов толщина цементного кольца (в тех случаях, когда оно создается), как правило, в 2-2,5 раза меньше, чем в основном стволе скважины. То есть опасность возникновения заколонных перетоков и ускоренного обводнения значительно возрастает. Кроме этого, при этом остается проблемой и техническое решение доставки стандартных перфорационных устройств в протяженные горизонтальные стволы.
Надежной альтернативой применяемым методам кумулятивной перфорации может выступить гидравлическое вторичное вскрытие посредством использования малогабаритных скважинных устройств 161. При этом размыв обсадной колонны, цементного камня и формирование перфорационного канала осуществляется посредством создания высоконапорных струй бурового раствора без абразивных добавок. По сравнению с гидропескоструйной перфорацией, применение рабочей жидкости без абразива многократно уменьшает интенсивность износа промыслового оборудования.
Технология перфорации с использованием малогабаритных гидравлических устройств имеет свою особенность, заключающуюся в необходимости предварительного формирования нескольких неглубоких резов обсадной колонны и цементного камня для создания гидравлических путей возврата отраженных струй при последующем углублении перфорационного канала. Таким образом ликвидируется эффект противодавления и стесненности струи.
Объективности ради необходимо отметить, что использование в качестве рабочей жидкости без абразивного бурового раствора имеет и отрицательные последствия для технологического процесса, выражающиеся в уменьшении глубины формируемых перфорационных каналов (в 2-3 раза), и увеличении времени создания отверстий в обсадной колонне (в 2-4 раза).
Отдельно следует выделить вопросы технической возможности и технологической объективности результатов проведения гидродинамических исследований (ГДИС) в горизонтальных стволах скважин. Эти проблемы затрагиваются, в частности, в работах /26, 29, 37, 54, 55, 56/.
Для уже пробуренных и освоенных ГС актуальными целями проведения ГДИС являются определение потенциальной продуктивности скважины для планирования возможных ГТМ, контроль качества работ при интенсификации добычи (очистки призабойной зоны, воздействия на пласт и т.д.), определение геометрии фильтрационных потоков в пласте для определения границ зон дренирования скважины. Для горизонтальных скважин, планируемых к проводке, злободневно проектирование оптимальной длины и профиля горизонтального участка, оценка области и объема вскрытия продуктивной толщи для определения направления горизонтального участка по отношению к соседним забоям (для вовлечения в разработку недренируемых запасов).
Для исследований скважин с ГС методом КВД возникает проблема доставки глубинного прибора в горизонтальную часть ствола, а также отсечение горизонтальной части с целью минимизации влияния основного ствола скважины. В настоящее время предложено достаточно большое количество технологий и устройств доставки приборов в ГС, разработанных первоначально для целей геофизических исследований /54/. Для целей доставки могут быть использованы технологии с применением «гибкой трубы», помещением прибора в хвостовик под ЭЦН, спуск прибора в наклонную часть фонтанирующей скважины на проволоке. Данные технологии мало информативны, т.к. в этих случаях трудно уменьшить влияние основного ствола скважины. В это ситуации более перспективной представляется схема доставки приборов на длинном хвостовике под струйным насосом УГИС при пакерующимся проходным пакером основным стволом скважины /82/.
Повышение информативности стандартных гидродинамических исследований на установившихся и неустановившихся режимах, проведение которых в горизонтальных стволах в настоящее время технически возможно единым инструментальным комплексом /82/, может быть реализовано за счет проведения дифференциальной аномальной направленной термометрии. Теория термогидродинамических полей хорошо изучена и развитие методической базы обработки и интерпретации результатов промысловых исследований скважин с ГС может быть основано на термобарометрических моделях фильтрации и притока к горизонтальным стволам.
Формирование исходной базы данных по исследуемому объекту
Другой проблемой является быстрое обводнение продукции ГС на залежах №302, 303 (ОАО "Татнефть") при довольно больших этажах нефтеносности (до 56 метров), когда расстояние нижней точки траектории У ГС до воды составляет 17-20 метров, а также обводнение ГС в водонефтяных зонах пластов небольшой толщины.
По залежам №302,303, характеризующимися блоковым строением коллектора и наличием карстоподобных зон, обнаруживающих себя при бурении провалами инструмента, интенсивными нефтепроявлениями, относительно высокими дебитами скважин, вскрывших эти зоны, высокими уровнями в затрубье, но, к сожалению, и непродолжительным безводным периодом работы скважин, стоит проблема прогнозирования подобных участков. Керн отобрать из интервалов так называемой зоны «пух» пока не удалось, хотя это важно для определения её генезиса.
Ранее, с целью увеличения безводного периода работы скважин в ВИЗ рекомендовалось бурение ГС, такие участки являлись приоритетными. Однако, бурение на поровые коллекторы не подтвердило прогноза. Скважины обводнялись в течение полугода на тех залежах, где толщина водоносного коллектора равна или больше нефтенасыщенной толщины. Участки с большими толщинами практически разбурены, а по мелким месторождениям они приурочены к зонам развития врезов, прогноз по которым ещё более затруднён без детализационных исследований. Поэтому бурить ГС на поровый коллектор на участках с таким соотношением толщин в маломощных пластах нецелесообразно.
На стадии проектирования, несмотря на комплексирование методов, позволяющих уточнить структурную поверхность, прогноза гипсометрической отметки точки входа в продуктивный пласт со 100%-й вероятностью всё же сделать не удается, и после привязочного каротажа возникает необходимость оперативной корректировки траектории условно-горизонтального ствола скважины (УГС) в продуктивной части. Неоднородность разреза всех без исключения продуктивных отложений на месторождениях Республики Татарстан как по площади, так и по разрезу требует высокой точности технологии проводки траектории УГС. В ходе бурения скважины единственная информация, получаемая буровой бригадой о ней, кроме проектной, это исследования ГТИ, которые не обладают высокой точностью по ряду объективных и субъективных причин и в этой связи происходит неоправданное отклонение от проектного профиля, увеличиваются затраты на строительство ГС.
Отмечаются случаи некачественной изоляции технической колонны выше продуктивного пласта. В четырех из пяти просмотренных на выбор обводненных скважин по результатам акустического каротажа, начиная с отложений каширо подольского возраста, сцепление цемента за колонной определено как «частичное» и «плохое».
Говоря о профиле горизонтального участка ствола скважины, следует отметить необходимость его оптимального размещения в наиболее продуктивных интервалах разреза преимущественно параллельно напластованию, если нет других веских оснований его модификации. Работы по оперативному геомоделированию и непрерывному навигационному и геолого-технологическому сопровождению позволяют управлять траекторией и размещать условно-горизонтальный участок ствола в наиболее продуктивных интервалах объекта.
С 1998 года в республике был осуществлен полный переход на двухэтапный цикл строительства ГС с предварительным спуском 168 мм колонны в кровельную часть продуктивного пласта и последующим вскрытием коллекторов долотами малого диаметра 140-146 мм. При бурении применены легкие растворы неионогенных ПАВ или малоглинистых полимерных растворов, с сохранением коллекторских свойств эксплуатируемого горизонта, при этом необходимо рассчитать плотность бурового раствора с учетом пластового давления, плотности пород, т.е. горного давления, т.к. от этого зависит эффективность бурения и сохранения коллекторских свойств.
К настоящему времени технология строительства ГС в целом на карбонатные отложения турнейского, башкирского и фаменского ярусов достаточно отработана. Но применяемые типы растворов и технологии вскрытия продуктивных пластов пока не обеспечивают сохранения естественных фильтрационных свойств коллекторов. На участках со сниженным пластовым давлением и при вскрытии трещиноватых коллекторов отмечаются поглощения буровых растворов в процессе вскрытия. Очевидно, в таких случаях следует применять полимерные растворы, обладающие кольматирующей способностью. Проблема качественного вскрытия продуктивного пласта остаётся актуальной и для терригенных коллекторов. Не применяются в достаточном объеме составы на основе полимергелевых и биополимерных растворов, о которых будет сказано ниже, показавшие свое преимущество в соседних регионах (Удмуртия, Пермь и др.).
Технология строительства ГС на терригенный девон тоже нуждается в совершенствовании. Здесь основные проблемы связаны с обеспечением устойчивости ствола в интервале отложений кыновского возраста, представленном глинами, при его прохождении под зенитным углом более 65 и бурению ГС собственными силами на верхнюю пачку пластов пашийского горизонта (пласты пачки Д I а-б). Сегодня часть рассматриваемых проблем не решены в результате отсутствия соответствующего технического оснащения и растворов нового поколения. Пример высоких дебитов (до 100 т/сут), полученных на отложения пашийского горизонта на Жмакинском участке Бавлинского месторождения, свидетельствует о необходимости уделения особого внимания этой проблеме.
Требуют дальнейшего совершенствования методы геофизических исследований горизонтальных скважин. Применяемый сегодня геофизический комплекс позволяет давать оценку вскрываемых карбонатных коллекторов лишь на качественном уровне. За счет влияния вмещающих пород (глин) иногда дается неверная характеристика насыщения и коэффициентов нефтенасыщения, не выделяются зоны развития трещин, интервалы поступления воды, не определяются работающие интервалы. При отсутствии информации о длине интервалов, участвующих в работе скважин, становятся менее значимыми гидродинамические исследования скважин (ГДИС). Хотя ГДИС проводятся регулярно методом снятия кривых восстановления уровня, они не несут всей необходимой информации и позволяют определить лишь пластовое и забойное давления. Программные комплексы по интерпретации ГДИС ГС с восходящими стволами также далеки от совершенства.
