Бурение горизонтальных скважин

Данная технология позволяет существенно расширить зоны дренирования пласта и подключить к разработке больший объем подвижных запасов нефти. Применение горизонтальных скважин при разработке массивных залежей позволяет добиться существенно более низких темпов обводнения продукции, в сравнении с наклонно-направленными скважинами. Горизонтальные скважины, как правило, характеризуются в несколько раз большей продуктивностью в сравнении с наклонно-направленными.

Целесообразность применения горизонтальных скважин в первую очередь
определяется геологическими факторами и характеристикой коллекторов. Как правило,
наибольшая эффективность применения горизонтальных скважин достигается в

слаборасчлененных пластах. Горизонтальная скважина имеет еще более значительное преимущество по сравнению с наклонно-направленной в пласте толщиной менее 30 м. Исследования на трехмерных моделях, проведенные в ОАО «Татнефть», показали, что для слоистого пласта, состоящего из гидродинамически связанных пропластков, лучшие результаты дает размещение горизонтального ствола в более проницаемом пропластке, расположенном в прикровельной части. Кроме того, из полученных результатов следует, что в отличие от вертикальных скважин, дебиты горизонтальных практически не зависят от диаметра ствола.

Наряду с технологическими преимуществами горизонтальных скважин существуют и экономические. При отсутствии ошибок в проводке ствола скважины и выбранной технологии бурения кратность увеличения максимального начального дебита превосходит кратность увеличения экономических затрат в горизонтальных скважинах по отношению к наклонно-направленным.

На территории ХМАО значительная часть горизонтальных скважин приходится на
пласты Самотлорского, Приобского, Рогожниковского и Тайлаковского месторождений (всего
около 40% всех операций). Объектами горизонтального бурения (в т.ч. на перечисленных
месторождениях) служат пласты неокомских (включая викуловскую свиту и «рябчик»),
ачимовских, верхне- и среднеюрских отложений. Около 50% всех пробуренных на
месторождениях округа горизонтальны скважин пришлись на горизонты АС-АВ. Также
перспективными для горизонтального бурения представляются пласты баженовской свиты,
однако в данном случае возрастает необходимость его сочетания с многозонным
гидроразрывом – в отдельных случаях единственным способом обеспечения

продуктивности скважин.

Из пробуренных на месторождения ХМАО горизонтальных скважин в сумме добыто
около 200 млн. т нефти. Средняя накопленная добыча нефти на 1 горизонтальную скважину
оценивается в 35-40 тыс. т при длительности эксплуатации большинства их них порядка 5-
10 лет. Средняя добыча нефти из новой горизонтальной скважины в последние лет
составила 6.5-8 тыс. т, что в 1.5-2 раза превышает аналогичный показатель по скважинам
обычного профиля

Табл.1. Модификации технологии ГРП на месторождениях Западной Сибири

Теоретически на дебиты горизонтальных скважин наряду с такими параметрами как депрессия, вскрытая нефтенасыщенная толщина, оказывает влияние длина горизонтального участка ствола. С увеличением длины горизонтального ствола до определенного предела дебит увеличивается. Однако в низкопродуктивных коллекторах проницаемостью порядка 10 мД, как показали теоретические исследования, увеличение длины горизонтального участка ствола более 200-300 м не приводит к существенному увеличению среднего дебита скважины.

Современные технологии позволяют успешно осуществлять проводку горизонтальных скважин с большим или инвертированным углом отклонения от вертикали. В случае пластов с малыми эффективными мощностями не редко применяется синусоидальная траектория проводки ствола скважины, что повышает вероятность вскрытия пропластков коллекторов. Направление горизонтального ствола уточняется после бурения пилотного ствола скважины и обработки данных, полученных в результате геофизических исследований.

Технология бурения ГС может вполне эффективно применяться в случае наличия:

• продуктивных пластов с малой эффективной нефтенасыщенной толщиной;

• низкопроницаемых и неоднородных пластов;

• залежей с обширными водонефтяными зонами;

• пластов с развитой системой вертикальных трещин.

Применение горизонтальных скважин может оказаться низкоэффективным в случае значительной расчлененности пластов либо заглинизированности пластов. Для повышения эффективности бурения ГС применяется многостадийный (многозонный) гидроразрыв пласта (МГРП). В результате МГРП не только повышается производительность скважины (как при обычном гидроразрыве), но и увеличивается область дренирования и обеспечивается гидродинамическая связь горизонтального ствола с невскрытыми пропластками. Данное обстоятельство позволяет рассматривать технологию многозонного гидроразрыва как метод увеличения нефтеотдачи - по крайней мере, на пластах с неоднородным геологическим строением. В качестве метода интенсификации многозонный гидроразрыв может применяться также на низкопроницаемых пластах.

На территории ХМАО многозонный гидроразрыв на горизонтальных скважинах применяется с 2009 года двумя крупнейшими недропользователями - ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и НК «Роснефть». Опыт применения данной технологии отмечен на 15 месторождениях, включая Урьевское, Северо-Покачевское, Повховское, Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Приобское и Самотлорское. Дебиты нефти по горизонтальным скважинам с многозонным гидроразрывом в 2-4 раза превышает аналогичный показатель по скважинам обычного профиля.

Кроме того, высокая расчлененность и геологическая неоднородность в отдельных случаях обуславливают необходимость специфического дизайна горизонтального бурения,

при котором горизонтальным участком вскрывается наиболее мощный из пропластков, тогда как на вышележащих пропластках профиль скважины близок к наклонно-направленному. Тем самым достигается максимизация дренируемой поверхности, за счет чего обеспечивается не только увеличение охвата по разрезу и площади, но и более высокая продуктивность.

Имеются и другие особенности бурения и размещения горизонтальных скважин для эффективной разработки неоднородных пластов. Во-первых, горизонтальные участки ориентированы в направлении застойных зон. Во-вторых, горизонтальные участки размещаются перпендикулярно фильтрационным потокам со стороны нагнетательных скважин. При этом площадная и очагово-избирательная системы превращаются в аналог рядных, где в качестве стягивающих рядов используются горизонтальные скважины. При корректно обоснованной ориентации такой системы с учетом особенностей строения пласта, напряженно-деформационного состояния существенно повышается эффективность вытеснения нефти. В-третьих, длина горизонтального участка принимается предельно возможной - т.е. сопоставимой с размерностью сетки скважин. Помимо стремления к максимальному охвату застойных зон такой подход продиктован высокой неоднородностью строения среднеюрских пластов, снижающей эффективность горизонтального бурения. Увеличение длины участка в таких условиях служит основным способом повышения производительности горизонтальной скважины.