Технологии зарезки боковых стволов

Например, не очень  оправдал себя метод строительства  БС путем углубления через башмак эксплуатационных колонн для восстановления работоспособности ранее эксплуатировавшихся  открытых стволов, проведенный в  двух скважинах в 2006 году. Эффективность  по дополнительной добыче по ним оказалось  недостаточной для выполнения инвестиционных условий. Также пройденный опыт указывает  на необходимость особого внимания при расчетах и выборах скважин  на участках разработки с близостью  заводненных зон, так как срок эффективной эксплуатации таких  скважин до момента обводнения продукции  может оказаться ниже срока окупаемости, определенной инвестпрограммой. Особенно высокоэффективными являются боковые зарезки с горизонтальными стволами в терригенных нефтеносных горизонтах в случаях достаточной удаленности их от водо-нефтяной зоны. Так введенные в эксплуатацию за последний год скважины № 5912 и 2314д с боковыми горизонтальными стволами в бобриковских отложениях продолжают давать высокодебитную нефть – более 20 т/сут. 
Несмотря на существующие сложности и геологические риски при прогнозировании эффективности БС, БГС и планировании объемов их строительства, полученные результаты, особенно за последние 3 года, в целом продолжают себя оправдывать.  

  результате  недавнего всплеска активности технической  мысли были разработаны новые  способы "оживления" старых месторождений  нефти и газа и тех участков залежей, которые не были затронуты разработкой. Однако для принятия оптимальных решений нужен коллектив специалистов широкого профиля с кругозором, выходящим за пределы традиционной научно-технической специализации, характерной для нефтяной отрасли.

  Новые технологии и стратегия промысловых  сервисных работ, созданные в  течение последнего десятилетия, способствовали тому, что наиболее предприимчивые добывающие компании пришли к общему мнению о необходимости дать новую  жизнь старым скважинам. Сейчас, когда "оживление" месторождений с  падающей добычей является главным  направлением деятельности нефтегазодобывающих  компаний, необходимы дополнительные усилия для отбора наиболее рациональных технических решений. Конечной целью  любых "улучшающих" проектов является оптимизация добычи и экономических  показателей, и сервисные компании принимают самое активное участие  в достижении этой цели.

  Растущие  требования заставили сервисные  компании "повысить квалификацию" и расширить перечень решаемых проблем  по контролю за добычей и состоянием продуктивных пластов. Активизировалось техническое творчество. Например, в области бурения стволов-ответвлений технические разработки (бурение гибкими трубами, малогабаритные телеметрические системы и специальное оборудование для заканчивания боковых стволов) расширили выбор вариантов ускорения окупаемости инвестиций в месторождения. Но какой подход самый лучший, как его применить и в каких скважинах?

  В поисках  ответов на такие вопросы сервисные  компании провели реорганизацию  с целью предоставления многопрофильных  комбинированных услуг. Расширение кругозора способствовало увеличению перечня оказываемых услуг, включая  поиск скважин с неиспользованными возможностями и экономически обоснованные рекомендации по повышению производительности скважин и максимальному увеличению их чистой текущей стоимости.

  Совершенствование технологий бурения увеличило число  скважин, из которых можно бурить боковые стволы с короткими и  средними радиусами кривизны, а также  разветвленные стволы, применяя бурильные  колонны из обычных или гибких труб. В этом году только в США  предстоит пробурить более чем 1500 вторичных скважин. К 1999 году число  таких скважин увеличится на 25%.

  Рис. 5.1 Системы бурения боковых стволов.

  Возвращение к старым скважинам

  Возвращение к старым скважинам для получения  дополнительной добычи не является новым  методом. Начиная с середины 50-х  годов, нефтяные компании возвращались к старым скважинам и бурили боковые  стволы, чтобы обойти зоны загрязнения  коллектора или механические препятствия  в скважине, экономя таким образом средства в сравнении с бурением новых скважин. Недавнее расширение рынка услуг по бурению боковых стволов обязано во многом совершенствованию технологий бурения и заканчивают скважин.

  Бурение боковых стволов снижает стоимость  строительства горизонтальных скважин. Кроме увеличения производительности скважин, бурение боковых стволов  позволяет отбирать углеводороды из коллекторов, ранее не охваченных разработкой (рис. 5.2). Многоствольные разветвления из существующих скважин улучшают условия  вскрытия продуктивного пласта (рис. 5.3). А небольшие изолированные  залежи нефти или газа могут быть вскрыты скважинами с большими отходами от вертикали, в том числе и  многоствольными (рис. 5.4). Обычно горизонтальные скважины по производительности превосходят  вертикальные скважины в 3-4 раза, а в  некоторых случаях наблюдалось  увеличение производительности в 17 и  более раз. Кроме того, при наличии  газовой шапки или подстилающей воды (или того и другого вместе) горизонтальные скважины дают значительный прирост извлекаемых запасов.

  Не  для всех скважин бурение боковых  стволов является наилучшим способом повышения производительности. В  связи с этим корпорация Шлюмберже выбрала увеличение отдачи пластов в качестве основной цели своей сервисной деятельности. Направления приложения усилий определяются объединенной группой инженеров, делегированных компаниями и решающих проблему выбора скважин-кандидатов на проведение работ по повышению отдачи, пластов. Эта так называемая Группа повышения нефтеотдачи пластов (английская аббревиатура PEG) несет основную ответственность за отбор скважин-кандидатов и выработку проектных решений. На основе технико-экономического анализа промысловой информации о скважинах или месторождениях инженеры группы PEG принимают оптимальное проектное решение, используя помощь специалистов соответствующего профиля. Решение зависит от возникающих проблем и может включать новые геофизические исследования, ревизию уже имеющихся каротажных материалов, бурение новых скважин или ответвлений, повторную перфорацию, обработку прискважинной зоны для интенсификации притока или другие виды капитального ремонта скважин. Все это делается для обеспечения первоклассного сервиса при решении любого вопроса, относящегося к повышению нефтеотдачи пластов.

  Добыча  из незатронутых эксплуатацией пластов

  Рис. 5.2

  Повышение текущей стоимости старых месторождений. Бурение горизонтальных ответвлений  из существующих скважин позволяет  вскрыть незатронутые эксплуатацией  продуктивные пласты.

  Скважины-кандидаты  для бурения боковых стволов

  Гидроразрывы, повторная перфорация, восстановление коллекторских свойств пласта при обработке кислотой и новое заканчивание скважины - все это широко применяемые методы увеличения продуктивности существующих скважин, а значит и чистой текущей стоимости на старых месторождениях. В настоящее время бурение боковых стволов привлекает повышенное внимание в связи с потенциальным увеличением отдачи из загрязненных или истощенных пластов и возможностью вскрыть новые пласты с меньшими затратами.

  Итак, когда надо бурить боковые стволы? Во многих случаях применение традиционных технологий и технических средств  может оказаться неэффективным  или нецелесообразным. В старых скважинах  бурение боковых стволов можно  считать наилучшим техническим  решением, если есть надежное обоснование  эффективности вскрытия продуктивной зоны наклонным или горизонтальным стволом (рис. 5. 6). Бурение боковых  стволов из существующих скважин  дешевле, чем строительство новых  скважин. Кроме того, траектория бокового ствола проходит вблизи старой скважины, где продуктивная зона уже охарактеризована керновыми и каротажными данными, а также результатами испытания  и эксплуатации пластов.

  Оптимизация отдачи пласта

  Рис. 5.3

  Повышение добычи за счет сети боковых стволов. Дополнительные боковые стволы расходятся веером из существующей обычной или  горизонтальной скважины и улучшают условия притока из пласта.

  Вскрытие  удаленных структур

  Новые технологии и технические средства бурения могут повысить потребительскую  стоимость за счет вскрытия мелких залежей нефти. Используя новейшие забойные двигатели и геонавигацию, можно бурить с морских платформ направленные скважины с отходами в несколько километров, исключая необходимость дополнительного строительства. Сеть боковых стволов, пробуренных из основной скважины, могут вскрыть различные части месторождения, позволяя отказаться от бурения новых скважин.

  Рис. 5.4 Повышение эффективности разработки мелких залежей.

  Если  существующая скважина вскрыла газовую  шапку или прошла вблизи нее, а  также при наличии подстилающей воды, то содержание газа или воды (зачастую и того и другого) в добываемой продукции скважины обычно увеличивается. При отсутствии газовой шапки  традиционным способом отсрочить прорыв воды является перфорация только верхней  части продуктивного интервала. Однако во многих случаях при радиальном притоке флюида создаваемой депрессии  бывает достаточно, чтобы подтянуть  воду к зоне перфорации в виде конуса (рис. 5.8). Достигнув нижних перфорационных отверстий, вода, благодаря ее большой  подвижности, может стать основным компонентом продукции скважины.

  При сильном подпоре "нижней" воды обводнение скважины может иметь  место даже при отсутствии водонефтяного  контакта повышенной подвижности. Как  правило, стволы горизонтальных скважин располагают ближе к кровле продуктивного пласта, поэтому перепад давления, перпендикулярный к оси скважины, приводит к подъему воды в виде треугольной призмы, а не конуса (рис. 5. 9). Для образования такой призмы необходимо вытеснить гораздо больше нефти, чем для образования конуса, то есть отдача пласта увеличивается даже за счет геометрических характеристик водяного потока.

  В отложениях, склонных к выносу песка, бурение  боковых стволов может исключить  необходимость спуска дорогостоящих  гравийных фильтров, используемых для  борьбы с песком. В отличие от вертикальных, горизонтальные скважины позволяют отбирать столько же или больше продукции при значительно меньших депрессиях на пласт.

  Следующим преимуществом боковых стволов  является улучшение условий вскрытия многопластовых месторождений. Если отдельные  пласты имеют достаточную мощность для размещения в них горизонтальных стволов, то очень эффективной стратегией является бурение нескольких расположенных  друг за другом боковых стволов в  эти пласты из одной скважины. Меняя  протяженность вскрытия каждого  пласта обратно пропорционально  интенсивности притока, можно поддерживать равномерную удельную отдачу пластов (суммарная добыча из пласта, отнесенная к падению пластового давления).

  Более дешевым решением этой проблемы является вскрытие всех пластов одним наклонным  боковым стволом. При проектировании траектории такого бокового ствола можно  предусмотреть увеличение протяженности  вскрытия пластов с меньшими дебитами, чтобы поддерживать удельную отдачу пластов на приблизительно одинаковом уровне. Однако в случае обводнения одного из высокопроизводительных пластов, изолировать его будет гораздо  трудней, чем в многоствольной скважине.

  В сравнении  с вертикальной скважиной, наклонный  боковой ствол может значительно  увеличить отбор из тонкослоистого месторождения, где из-за малой мощности невозможно разместить горизонтальный ствол в каждом отдельном пропластке. Часто, углеводородсодержащие пласты не включают в число эксплуатационных объектов, или они не дают притока при начальных методах заканчивания скважины. Такие интервалы можно дополнительно проперфорировать, и после гидроразрыва значительно увеличить производительность скважины. Однако в маломощных пластах бурение боковых стволов с горизонтальными участками эффективнее гидроразрывов.

  Ввиду особых условий осадконакопления стратиграфическое  строение некоторых залежей обеспечивает условия миграции углеводородов  в горизонтальном и вертикальном направлениях. Геологические фации  с контрастными коллекторскими характеристиками могут быть как экранами, так и каналами для миграции. Иногда песчанистые коллекторы могут иметь слишком малую мощность, чтобы быть выделенными в сейсморазрезе, но благодаря большой протяженности, они видны на амплитудных сейсмокартах структурных горизонтов. В таких случаях горизонтальные скважины могут идеально решить проблему эксплуатации пластов малой мощности и вскрытия углеводородных залежей, удаленных по горизонтали от устья скважины.

  Больше  всего горизонтальных скважин бурят  в трещиноватых коллекторах типа мелоподобных известняков Остин на юге Техаса. Когда горизонтальные скважины бурятся перпендикулярно плоскостям природных трещин, создается отличная дренажная система для повышения добычи. Выявление зон трещиноватости и определение ориентации трещин являются решающими условиями успешного проектирования скважин в таких породах.

  Рис. 5.6 Оптимизация добычи.

  Залежи  можно подразделить по характеру  дренажной зоны (левая колонка). Для  любой из видов залежи эффективными могут оказаться несколько типов  скважин: вертикальные, вертикальные с  гидроразрывами пластов, наклонные, горизонтальные, горизонтальные с гидроразрывами, многоствольные и многоствольные с ответвлениями на разной глубине. В центральной и правой колонках приведены примеры повышения добычи и отдачи пластов за счет бурения наклонных и горизонтальных боковых стволов, эффективность которых определяется проницаемостью и коллекторскими характеристиками пластов.

  Рис. 5.6 (продолжение) Оптимизация добычи.

  Обычно  горизонтальные скважины, перпендикулярные природным трещинам, обеспечивают более  высокую производительность, чем  вертикальные скважины после гидроразрывов. Как правило, природные трещины расположены в вертикальных плоскостях, но если коллектор залегает неглубоко или находится под аномально-высоким пластовым давлением, то могут встретиться раскрытые горизонтальные трещины. В таких случаях целесообразно бурить вертикальные и наклонные скважины. Однако в глубоко залегающих коллекторах с аномально-высоким пластовым давлением лучше закрепить раскрытые трещины, чтобы избежать потерь производительности по мере падения порового давления в процессе эксплуатации.