Анализ эксплуатации горизонтальных скважин на Онбийском месторождении ЗАО “ТАТЕХ”.

       В 1994 году были пробурены первые  горизонтальные скважины. На 01.01.99 года на Онбийском месторождении пробурено 18 и пущено в эксплуатацию 17 горизонтальных скважин. На основании плана реализации Государственной программы изучения и воспроизводства минерально - сырьевой базы Республики Татарстан на период 1998-1999 г.г., в 1998 году ЗАО «ТАТЕХ» проводились работы по утвержденному направлению: Бурение горизонтальных скважин на Онбийском месторождении, договор  А.10-4/98

            В течении 1998 года были пробурены три горизонтальные скважины - 11443г, 11321г и 11350г. Общая длина условно горизонтального ствола по скважине 11350г составила 257 м., 11443г - 536м., 11321г - 430м.

            Согласно индивидуального проекта,  составленного проектным институтом «ТатНИПИнефть» буровая бригада ООО «Татнефть-Альметьевскбурнефть» бурила вертикальный ствол со спуском и цементированием направления и кондуктора под контролем специалистов ЗАО «ТАТЕХ». После проведения предварительного каротажа и уточнения геологии пласта коллектора, для наиболее эффективного вскрытия продуктивного пласта и проводки горизонтального ствола приступал к работе инженерно-технический персонал ЗАО «ТАТЕХ».

6.3. Описание процесса  проводки горизонтального  ствола

               Набор зенитного угла ствола скважины, ориентировка по азимуту, нагрузка на долото и режим бурения рассчитывался и контролировался в процессе бурения инженерами технологами и телеметристами ЗАО «ТАТЕХ». Кровля продуктивного горизонта  определялась геологом ЗАО «ТАТЕХ» и подтверждалась газовым каротажом, проводимым Бугульминской газокаротажной партией ОАО «Татнефтегеофизика». По данным проводимого затем каротажа  уточнялся структурный план и корректировался профиль ствола. После спуска  и цементирования 6" эксплуатационной колонны продолжалось бурение горизонтального ствола. В процессе проводки горизонтального ствола геолог изучал шлам, сравнивая его и анализируя со шламом по предыдущим скважинам, контролировал соответствие проектного и фактического геологического разреза и по необходимости корректировал профиль ствола скважины с целью наиболее эффективного вскрытия продуктивного горизонта. Инженер технолог контролировал параметры полимерного раствора для исключения отрицательного  влияния раствора на коллекторские свойства пласта,  проектный профиль ствола скважины на основании статических замеров зенитного угла и азимута выдаваемых телеметрическим прибором по окончанию бурения каждой бурильной трубы и динамических показаний ориентировки отклонителя в процессе бурения. После завершения бурения горизонтального ствола проводился каротаж приборами АМК-Горизонт на бур. трубах либо приборами АУГР на жестком кабеле с захватом интервала с проведенным ранее каротажом для стыковки исходных кривых и инклинометрии.  
 
 
 

7. Описание пробуренных горизонтальных скважин

на  Онбийском месторождении.

Скважина  № 11321г 

       Первая  на Онбийском месторождении скважина пробуренная с двумя разветвленными стволами по кизеловскому и кизеловско-черепетскому - упинскому горизонтам. Общая длина ствола по кизеловскому горизонту составила 315м., по кизеловско-черепетскому - упинскому горизонту  115 м.  Кизеловский горизонт был вскрыт на глубине 1226м( -871,5м.) при зенитном угле 76°. Кизеловский горизонт был пересечен равномерно ниспадающим стволом  со средним углом падения 85°, пробуренный забой 1550м( -896.9м.). Вскрытая вертикальная мощность составила 24,9м., общая нефтенасыщенная мощность - 310,6м.

      Проводка второго горизонтального  ствола на упино-малевский горизонт была начата из первого ствола с глубины 1242м. (из под 6" эксплуатационной колонны, спущенной до глубины 1235м.) Бурение ствола проводилось со средним углом 71°. Длина ствола составила 115м. из них 24м. по упино-малевскому горизонту . Забой составил 1357м (-910,5м.) Общая нефтенасыщенная мощность составила 107,6м., вертикальная - 34,1м.

       По завершению работ по вскрытию  продуктивных пластов турнейского горизонта оба горизонтальных ствола были переведены на специально подготовленную нефть.

Скважина 11443г

Скважина  пробурена с двумя разветвленными стволами по кизеловскому и кизеловско-черепетскому-упинскому  горизонтам. Общая длина ствола по кизеловскому горизонту составила 316м., по кизеловско-черепетскому - упинскому  горизонту  220 м.  Кизеловский горизонт был вскрыт на глубине 1191м.(-867,1м). при зенитном угле 81°. Кизеловский горизонт был пересечен равномерно ниспадающим стволом  со средним углом падения 86°, пробуренный забой 1510м( -889.2м.). Вскрытая вертикальная мощность составила 24,9м., общая нефтенасыщенная мощность - 310,6м.

      Проводка второго горизонтального  ствола на упино-малевский горизонт бала начата из первого ствола с глубины 1224м. (из под 6" эксплуатационной колонны спущенной до глубины 1206м.) Бурение ствола проводилось со средним углом 87°. Длина ствола составила 220м. из них 108м. по упино-малевскому горизонту. Забой составил 1435м (-908,5м.) Общая нефтенасыщенная мощность составила 210,6м., вертикальная - 37,6м.

       По завершению работ по вскрытию  продуктивных пластов турнейского горизонта оба горизонтальных ствола были переведены на специально подготовленную нефть. 

Скважина 11350г 

     Скважина пробурена как горизонтальная  по кизеловскому горизонту. После  вскрытия кизеловского горизонта  на глубине 1226м.(-880,2), по данным газового каротажа и геологической службы ЗАО «ТАТЕХ», на глубину 1232м. была спущена 6" эксплуатационная колонна и затем продолжено бурение условно горизонтального ствола. Общая длина условно-горизонтального ствола составила 257 м. Кизеловский пласт был вскрыт равномерно ниспадающим стволом со средним зенитным углом - 85°, ствол был проведен по ниспадающему пласту. Вскрытая мощность составила 250м, вертикальная нефтенасыщенная мощность - 17,4 м. Забой скважины был отбит на глубине 1481 м (-898,8). После завершения бурения горизонтального ствола проводился каротаж приборами АМК-Горизонт на бур. трубах с захватом интервала с проведенным ранее каротажом для стыковки  исходных кривых и инклинометрии. 

Скважина 13396г. 

       Скважина  №13396г пробурена как горизонтальная по кизеловскому горизонту в 1994году. После вскрытия кизеловского горизонта на глубине 1097м.(-874,2), по данным газового каротажа и геологической службы ЗАО «ТАТЕХ», на глубину 928м. была спущена 6" эксплуатационная колонна и затем продолжено бурение условно горизонтального ствола . Общая длина условно-горизонтального ствола составила 281 м. Кизеловский пласт был вскрыт равномерно ниспадающим стволом со средним зенитным углом - 85°, ствол был проведен по ниспадающему пласту. Вскрытая мощность составила 290м, вертикальная нефтенасыщенная мощность - 16м. Забой скважины был отбит на глубине 1378 м (-906,8). После завершения бурения горизонтального ствола проводился каротаж приборами АМК-Горизонт на бурильных трубах с захватом интервала с проведенным ранее каротажем для стыковки  исходных кривых и инклинометрии.

     Характеристики  горизонтальной скважины №13396г :

• Направление: 426х11,0мм-50м. Нц - до устья.
• Кондуктор: 324х9,5мм - 175м. Нц - до устья.
• Техническая колонна: 245х8,9мм - 350м. Нц - до устья.
• Эксплуатационная колонна: 168х8,9мм - 1097м. Нц - 62м от устья.
• Искусственный забой - 1378м.
• Текущий забой - 1378м.
• Интервал перфорации: открытый ствол 1097,0-1378,0м (кизеловский горизонт).
• Длина открытого ствола L = 1378 – 1097 = 281м.
• Максимальный угол наклона 85 град. на глубине 1378м.
• Смещение 000,00м.
• Удлинение 000,00м.
• Альтитуда ротора: 155,44м.
• Альтитуда муфты: 151,75м.
• Подземное оборудование: НВ-43 на НКТ 2,5” на глубине 928м.
• Хвостовик 2” НКТ-372м.
• Пластовое давление 45 атм., определено на 5 августа 1999 года.

8.  Анализ эффективности  бурения горизонтальных  скважин 

           На 01.01.2000 года на Онбийском месторождении пробурено 18 и пущено в эксплуатацию 17 горизонтальных скважин, что составляет 9,4% от  действующего фонда скважин Онбийского месторождения (180 скважин). За 1998 год по горизонтальным скважинам добыто 43753 тонны нефти, что составляет 13,8% от общей добычи нефти по Онбийскому месторождению (316970 тонн нефти).

          Всего, с начала пуска, по  горизонтальным скважинам добыто 112644 тонны нефти. Дополнительная добыча нефти с начала эксплуатации по горизонтальным скважинам составила 52938 тонн нефти, с учетом базового дебита по окружающим скважинам.

       14 скважин Онбийского месторождения  были пробурены на кизеловский  и упинский горизонты турнейского ярус, из них одна скважина 11472г пробуренная по турнейскому ярусу работает с высоким процентом воды после проведения  кислотной обработки пласта. Скважина 11350г пробурена по турнейскому ярусу в конце 1998 года и в эксплуатацию не пущена. Практически нулевой эффект получен по 3 горизонтальным скважинам пробуренным по башкирскому ярусу (скважины 11562г, 11483г, 13401г), что не оправдывает бурения горизонтальных скважин на башкир и требует дополнительного изучения коллекторов башкирского яруса, в связи с чем с 1995 года бурение на башкирский ярус было прекращено.

         В 1996-1996 годах  ТОО «ЦСМРнефть»  был проведен комплексный анализ  критериев наиболее рационального  выбора профиля и расположения  горизонтальных скважин по турнейскому ярусу 9 участка Онбийского месторождения[3]. В работе были проанализированы данные эксплуатационных характеристик ранее пробуренных горизонтальных скважин, проведена переинтерпритация кернового и геофизического материала по разведочным скважинам, построены карты полей энергии отраженных волн, выделены разуплотненные и плотные зоны турнейского яруса и определены зоны трещиноватости методом аэрокосмогеологических исследований. На основании этой работы были разработаны предложения и рекомендации по наиболее эффективному разбуриванию  и размещению горизонтальных скважин на 9 участке Онбийского месторождения:

• Наиболее изученной является центральная часть участка, вскрытая разведочными скважинами 565, 582, 583, 584. В западной части участка пробурена единственная разведочная скважина 250, в которой проведен ограниченный комплекс геолого-промысловых исследований. Северо-восточная часть оконтурена лишь по данным сейсморазведочных работ, и ее можно рассматривать как район возможного прироста запасов.
• Горно-геологическая характеристика 9 участка, идентичная характеристике других участков Онбийского месторождения, успешно эксплуатируемых горизонтальными скважинами, благоприятна для осуществления горизонтального бурения.
• Эффективность горизонтальных скважин в карбонатных породах в значительной степени зависит от характера распространения трещиноватости. Трещинная проницаемость, определенная по промысловым данным, играет существенную роль в фильтрационных свойствах карбонатных коллекторов 9 участка. По данным АКГИ, ВСП, керна и геологопромысловым данным на участке развита мегатрещиноватость, ориентированная в субмеридиональном и северо-восточном направлениях (азимут последнего 65-70°), и мезотрещиноватость (оперяющая, более низкого ранга), ориентированная в субмеридиональном и северо-западном направлениях.
• Опыт разбуривания горизонтальными скважинами Онбийского и других месторождений данной тектонической зоны показывает, что скважины, пробуренные в зонах мезотрещиноватости, дают значительное повышение дебита нефти. Наибольший эффект достигается тогда, когда горизонтальная часть ствола пересекает оперяющие трещины под углом менее 90°.
• Результаты проведенного анализа с привлечением геолого-технологических, геофизических материалов и данных эксплуатации ГС подтверждают существование зависимости дебита ГС от длины горизонтальной части ствола, вскрытой толщины продуктивных пластов и углов встречи ствола скважины с продуктивным пластом.
• Наиболее оптимальной на данном этапе строительства ГС на Онбийском месторождении является длина горизонтального участка ствола, равная 300 м.
• Резкий рост дебита нефти ГС наблюдается при увеличении толщины наиболее нефтенасыщенных интервалов по кизеловскому горизонту до 12-13м., а затем отмечается его снижение (по результатам анализа шлама при бурении горизонтальных скважин и керна, черепетские отложения турнейского яруса представляют собой слабо нефтенасыщенные,  углистые известняки.)
• Оптимальный угол встречи ствола скважины с продуктивным пластом составляет 3-5°. 

      В 1997-1998 годах пробурены и пущены в эксплуатацию наклонные и горизонтальные скважины пробуренные в купольной части турнейского яруса 9 участка, заложенные с учетом рекомендаций ТОО «ЦСМРнефть»,  в том числе первые  3 скважины с двумя горизонтальными стволами на турнейский ярус, (скважины № 11321г, 11443г, 11309г). Средний дебит на 1 скважину по ним составил 16,1 т/сут (по окружающим 4,7 т/сут), что в 3,4 раза выше дебита окружающих.

      При рассмотрении характеристик  работы скважин 9 участка видно,  что с максимальным дебитом   по нефти работают горизонтальные скважины пробуренные на пересечение зон низкой энергии (разуплотненные породы) и разрывных нарушений, скважины 11298г и 11443г. Скважина 11308, имеющая открытый наклонный ствол по кизеловскому горизонту  и 1,5 м. ствола по упинскому горизонту, пробуренная в зону низкой энергии работает с дебитом 6,1 т/сут тогда как горизонтальная скважина с двумя стволами 11309г имеет текущий дебит 3,3 т/сут нефти.

       Одной из возможных причин  большого разброса текущих дебитов  горизонтальных скважин  пробуренных по турнейскому ярусу (от 1,1т/сут до 37.1 т/сут) при примерно одинаковой длине горизонтального ствола и вскрытоу мощности,  является основание заложения горизонтального ствола скважины. К сожалению, целенаправленная работа по выделению разуплотненных зон с помощью  аэрокосмогеологических  и др. исследований  ранее по Онбийскому месторождению не проводилась, но необходимость ее явно напрашивается.

9. Проблемы разработки нефтяных месторожэдений

горизонтальными скважинами. 

       9.1. Учет многослойности  нефтяных пластов 

       По  многим вводимым в разработку нефтяным месторождениям с малопродыктивными  нефтяными пластами остро стоит  проблема повышения дебитов скважины и повышение экономической рентабельности.

       Необходимое повышение дебитов может достигаться  различными путями и техническими средствами, выбором рационального размещения нагнетательных скважин среди добывающих с долговременным уменьшением общего фильтрационного сопротивления, рациональным повышением забойного давления в добывающих скважинах.  Еще один путь –применение горизонтальных скважин и ывеличение их горизонтальной части.

       При большой длине горизонтальной части  одна (ГС) может заменить несколько ретикальных скважин с дополнительным значительным увеличением продуктивности. Однако при проектировании конструкции ГС особенно необходимо учитывать фактическое геологическое строение нефтяных пластов, наличие общей и эффективной толщин и многослойности, разделение слоев эффективной толщины прослоями неэффективной толщины.