Бурение боковых горизонтальных стволов. Выбор скважины, обоснование экономическая оценка.

Решение о конверсии добывающей скважины в разветвленную с горизонтальным одним или нескольким стволами в интервале продуктивной части залежи нефти принимается обычно на поздней стадии разработки месторождения, когда эксплуатация ее становится не рентабельной, но в разрезе эксплуатируемого пласта имеются пропластки с невыработанным запасом нефти.

При этом ставится главная задача избавиться от высокой обводненности скважины и повысить нефтеизвлечение за счет более тщательного изучения остаточных запасов наличия невыработанных участков залежи и др. условий.

Кроме перечисленных выше требований к выбору вертикальных скважин для зарезки боковых стволов проводится тщательное изучение самой конструкции скважины и ее состояния для оценки возможного осуществления запланированных мероприятий. Исследуется качество крепления скважины на герметичность заколонного пространства. При наличии заколонных перетоков, источников обводнения и др. неисправностей принимается решение о проведении ремонтных работ или отказе от намеченных мероприятий по зарезке второго ствола. При благоприятном исходе определяется состояние подземного и наземного оборудования, проводятся профилактические мероприятия по удалению возможных солевых и смолопарафиновых отложений, осуществляется шаблонирование ствола скважины. Только после осуществления полного комплекса мероприятий приступают к вырезанию окон в эксплуатационной колонне. Высота окон зависит от профиля искривленного участка и обычно не превышает 6-7 мд.е. не превышает расстояние между муфтами. Проверка вырезанного интервала на соответствие проекту осуществляется геофизическими методами с использованием малогаборитных каверномеров и муфт-локаторов. Бурение второго ствола производится как правило. радиусом 110-120 м с набором зенитного угла до 80-90 градусов и проходкой по продуктивному пласту нисходящим профилем.

Для вскрытия окна в 146 мм эксплуатационной колонне применяется труборез конструкции БашНИПИнефть и бурильные трубы диаметром 73 мм. Скорость вращения трубореза 38-40 об/мин. При наличии рекомендуется применять труборез американской фирмы. Бурение в интервале набора зенитного угла проводилось с помощью КНБК долотом диамнтром 120, 6 мм и объемным двигателем диаметром 95 мм с изменяющимся углом перекоса произвлдства США. При этом также использовалась телесистема и вертлюг фирмы " Радиус", бурильные трубы диаметром 73 мм. При бурении участка стабилизации производилось вращение инструмента при угле перекоса на двигателе не более 0, 87 градусов с обязательным контролем момента вращения на роторе.

При зарезке бокового ствола (разбуривание цемента) промывку осуществляли на соленой воде удельного веса 1140-НбОкг/ куб м. После зарезки скважину промывали с целью удаления цементного шлама и др.механических примесей качественным полимерсолевым раствором с параметрами: плотность 1100-1140 кг/м в кубе, растекаемость 23-25 с, водоотдача 3-7 куб.см/30 мин.Очистку прмывочной жидкости от выбуренной породы осуществляли гравитационным способом в двух последовательно соединенных емкостях объемом по 30 куб.м.

При выборе скважин для бурения БГС, помимо перечисленных выше критериев, определяющую роль имеют параметры технического и технологического плана: формирование горизонтального ствола в разрезе нефтенасыщенного пласта длина горизонтального ствола, размещение горизонтальных стволов по площади залежи в зависимости от степени выработки запасов, текущие дебиты нефти, обводненность скважин и их состояние_; плотностъ сетки скважин, наличие целиков нефти и невыработанных пропластков и др. В первую очередь следует рассматривать скважины, находящиеся в пьезометрическом фонде, в консервации, в бездействии в связи с предельной обводненностью и нерентабельностью их эксплуатации из-за низкого дебита.

Перед началом бурения бокового горизонтального ствола(БГС) необходимо проводить комплекс исследований по выявлению обводненного пласта с привлечением аналогичной информации по соседним добывающим и нагнетательным скважинам. Необходимо учитывать не только прямые геологопромысловые исследования, но и реализованные системы заводненния, определяющие направления фильтрационных потоков и положение невыработанных целиков нефти. При этом в карбонатных коллекторах следует учитывать трещиноватость и проницаемость.

Для геологических и технологических условий разработки черепетской залежи Мишкинского месторождения при зарезке БГС особое внимание следует обращать на поиск невыработанных зон как по площади так и по разрезу продуктивного пласта. При этом необходимо учнтывать, что процесс разработки черепетского объекта протекает весьма сложно. В связи с высокой трещиноватостью карбонатного коллектора происходит подтягивание подошвенных вод к забоям добывающих скважин в виде конусов обводнения. Разработка объекта, к тому же, ведется при площадном термополимерном заводнении. В этих условиях обводнение скважин происходит наиболее интенсивно как пластовыми так и закачиваемыми водами. Невыработанные предполагаемые зоны по разрезу следует связывать с кровельной частью продуктивного пласта по площади - с участками между добывающими скважинами, не захваченными фильтрационными потоками закачиваемых вод. По мере увеличения объемов закачки невыработанные по площади участки залежи будут уменъшатъся. С учетом представленной модели обводнения продуктивного пласта можно определить следующие критерии бурения БГС:

-БГС следует бурить в обводненных скважинах;

-БГС можно бурить как паралельно стволу обводненных скважин так и перпендикулярно к нему в зависимости от формы целика нефти;

-длину горизонтального ствола ограничить 50-100 м и размещать его строго в средней части между забоями обводнившихся скважин в целях предупреждения быстрого его обводнения за счет подтягивания конусов пластовой и закачиваемой воды;

-горизонтальный ствол бурить в кровельной части продуктивного пласта.

Бурение БГС осуществляется на пяти месторождениях: Мншкинском, Ельни-ковском, Чутыро-Киенгопском, Гремихинском и Ельниковском. Всего в эксплуатации находится 48 БГС. Основной обьем реализован на Мишкинском месторо-ждении. На 1.01.98г. эксплуатируется 15 БГС со среднесуточным отбором нефти 145, 5 т/сут при обводненности 24, 8 %. СредииЙ дебит БГС - 9, 7 т/сут, по вертикальному стволу-0, 2 т/сут с обводненностью 83%.Срок окупаемости 1, 27 года.

В дополнении к технологической схеме черепетского объекта разработаны основные критерии размещения БГС по разрезу продуктивного пласта и по площади залежи. Тот факт, что по БГС получены высокие дебиты нефти при невысокой обводненности, свидетельствует о правомочности выбранных критериев.

На втором месте по технологической иэкономической эффективности бурения БГС башкирский объект Чутырско-Киенгопского месторождения. Наиболее удачно пробурены БГС на Чутырской площади. ТекущиЙ дебит одного ствола 8, 6 т/сут против 0, 3 по вертикальному стволу. Окупаемость 1, 1 года. По Киенгопской площади текущий дебти несколько ниже - 3, 7 т/сут по вертикальным скважинам.