Полный текст

Введение Подготовка необходимой информации для разработки долгосрочных, среднесрочных и оперативных планов и программ геолого-разведочных работ является основным критерием эффективности деятельности геологической службы любого нефтегазодобывающего предприятия. На сегодняшний день для компенсации добычи нефти приростом запасов за счет геолого-разведочных работ необходима активизация работ как по исследованию недоизученных территорий и объектов, так и по развитию новых направлений и путей опоискования [1-7]. При планировании поисково-оценочного и разведочного бурения необходимо учитывать лицензионные обязательства и сроки в геологических проектах, которые в дальнейшем закладываются в программу геолого-разведочных работ. Зачастую опоискование структур с небольшими ресурсами может переноситься из года в год ввиду их инвестиционной непривлекательности. Среди современных методов по разработке нефтяных и газовых месторождений большую роль играет бурение боковых стволов. Их использование позволяет решить большой спектр проблем, связанных с повышением добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, и вовлечением трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Соответствующие технологии помогают сохранить скважину и сэкономить затраты на ее освоение [8-13]. Технология строительства боковых стволов Зарезка боковых стволов - это эффективная технология, позволяющая увеличить добычу нефти на старых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могли быть возвращены в действующий фонд другими методами [14-16]. Путем бурения боковых стволов в разработку вовлекаются ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. Применение технологии зарезки боковых стволов способствует увеличению нефтеотдачи пластов и фактически заменяет уплотнение скважин. Помимо этого, в практике существуют примеры доразведки пропущенных залежей и опоискования локальных структур, выявленных по данным проведенных сейсморазведочных работ 3D [17]. Процесс строительства боковых стволов состоит из следующих этапов: - выбор скважин-кандидатов для бурения боковых стволов; - выбор конструкции, профиля и расчет траектории боковых стволов; - ликвидация части ствола в скважине; - вырезание «окна» в обсадной колонне; - зарезка и бурение боковых стволов; - крепление хвостовиком или фильтром; - освоение и вызов притока пластового флюида. Эксплуатационные колонны выше интервала установки цементного моста по данным соответствующих приборов и опрессовки должны быть технически исправны, а траектории стволов подобранной и соседних скважин достаточно достоверными для исключения пересечения стволов [18]. Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать: 1. Максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины. 2. Применение оптимальных режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов. 3. Условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины. 4. Необходимую горно-геологическую информацию по вскрываемому разрезу. 5. Условия охраны недр и окружающей среды за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств. 6. Максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины. Боковые стволы проектируются к бурению из скважин, обсаженных колоннами диаметрами 146 мм. Для них рекомендуются обсадные трубы потайных колонн-хвостовиков диаметрами 101,6 мм [19-22]. Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна». В скважину спускается клин-отклонитель с ориентирующим устройством, который устанавливается на искусственный забой. Работы по спуску и установке клина-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм-производителей. Спуск компоновки на стальных бурильных трубах производится с замером длины инструмента, со скоростью не более 0,2 м/с. Установка клина-отклонителя в наклонно-направленных скважинах должна производиться ориентировочно в пределах ±90° по отношению к азимуту искривления основного ствола в месте установки [23]. После установки клина-отклонителя компоновка с подвесным устройством и телесистемой поднимается, спускается компоновка для вырезания «окна». Производство работ по бурению выполняется в соответствии с индивидуальным техническим проектом на строительство второго ствола скважины методом вырезки «окна» в эксплуатационной колонне и планом работ на реконструкцию. Алгоритм планирования мероприятий На первом этапе на основе актуального геологического материала по сейсморазведочным работам 3D был произведен выбор перспективных участков и структур. Предлагается использовать в качестве скважин-кандидатов законсервированные и ликвидированные скважины, расположенные в непосредственной близости от контура или свода перспективного поднятия. Стоит отметить, что подходы к ликвидации скважин не учитывали возможных перспектив по их вводу в работу при изменении в представлениях о геологическом строении объектов. В качестве примера планирования рассмотрим южный купол Губановской структуры, расположенный в южной части Веслянской валообразной зоны на территории Кокуйского месторождения (рис. 1). Структура была подготовлена в 2015 г. по результатам сейсморазведочных работ методом общей глубинной точки 3D на Кокуйском месторождении (СП 12/13). Амплитуда структуры по отражающему горизонту IIП составляет 14 м, размеры - 1,5×0,8 км. Объект представляет собой тектоно-седиментационное поднятие, осложненное позднедевонской органогенной постройкой, палеокарстом в турнейских и башкирских отложениях. В непосредственной близости от структуры пробурена законсервированная скважина № 754 Кокуйского месторождения. Для поисков залежей нефти рекомендуется пробурить боковой ствол скважины № 754-Кокуйское со вскрытием франских отложений. Извлекаемые ресурсы по паспорту составляют 328 тыс. т. Оценены ресурсы следующих комплексов: верхнедевонского, нижнекаменноугольного карбонатного и визейского терригенного. Помимо этого структура попадает в зону уже поставленных на баланс запасов категорий В1 + С1 по среднекаменноугольным отложениям. На втором этапе рассматриваются техническое состояние скважины и возможность проведения работ по капитальному ремонту. На основе регламента [24] и производственного опыта общества обоснованы критерии выбора скважин-кандидатов и интервалы зарезки бокового ствола. Рассмотрены причины ввода в консервацию/ликвидацию, герметичность эксплуатационной колонны, открытые интервалы перфорации, результаты испытаний и другие аспекты (табл. 1). Основными критериями выбора скважин для их восстановления путем бурения стволов по данным анализа являются (рис. 2): - отсутствие неизвлеченных запасов в скважине; - расположение текущего забоя не более 700 м от оптимального (предлагаемого) на своде структуры; - герметичность эксплуатационной колонны; - профиль скважины, позволяющий производить работы по зарезке второго ствола (интенсивность кривизны менее 5° на 10 метров); - отсутствие металлических пластырей или манжетов из труб выше предполагаемой точки зарезки второго ствола (максимальная глубина вырезки «окна» на 400 м выше кровли пласта); - наличие и качество цементного камня; - отсутствие аварий в скважине, повлекших ее ликвидацию; - отсутствие планов эксплуатационного бурения в рассматриваемом районе работ. При выборе интервала зарезки второго ствола скважины руководствуются следующими критериями [25]: - глубиной от устья до верхнего края последнего перфорированного интервала, исходя из этого второй ствол забуривают на 30-50 м выше; - наличием цементного кольца за обсадной колонной, его качеством; - устойчивостью стенок скважины и минимальной твердостью горных пород; - максимальной интенсивностью искривления ствола скважины выше интервала забуривания, она не должна превышать 2-3° на 10 м; - глубиной нахождения муфт эксплуатационной колонны в интервале предполагаемого выреза; - герметичностью эксплуатационной колонны в предполагаемом интервале; - глубиной кровли продуктивного пласта; - отклонением нового ствола от вертикали; - радиусом искривления в интервале набора зенитного угла. На третьем этапе выполняется подготовка геоданных по бурению. В результате расчета определяется точное значение проложения, углов и предварительной глубины ствола. Устанавливается текущий собственник земельного участка, на котором расположена скважина. При наличии действующего договора аренды земельного участка появляется возможность выполнения работ без длительного процесса отвода земли и сопутствующих затрат. Рис. 1. Обзорная схема района работ: ККСП - Камско-Кинельская система прогибов; ВКМКС - Верхнекамское месторождение калийно-магниевых солей Таблица 1 Основная информация о скважине* Наименование Значение Месторождение (поднятие) Кокуйское (Губановское) Куст 4 Номер скважины 754 Альтитуда стола ротора, м 215,24 Категория скважины Нефтяная в консервации Категория скважины по опасности 2-я (по Гф) Эксплуатационный горизонт Бш Конструкция скважины: - направление Ø 426×11 мм - кондуктор Ø 299×9 мм - техническая колонна Ø 219×8 мм - эксплуатационная колонна Ø 146×8 мм 21 м, ВПЦ до устья 70 м, ВПЦ до устья 498 м, ВПЦ до устья 1825 м, ВПЦ до 220 м Интервалы перфорации, м: - Бш - Тл 1382,0-1392,0 м (не изолированы) 1729,0-1735,0 м (изолированы 22.10.1986) Пробуренный забой скважины, м 1825,0 Искусственный забой, м 1810,0 Текущий забой, м 1592,0 Максимальный зенитный угол, град 29,25 град на глубине 300 м Состояние цементного камня за обсадной колонной Удовлетворительное Герметичность обсадной колонны, МПа, ее остаточная прочность 13,0 (определено 07.07.1976) Наличие заколонных перетоков - Наличие (отсутствие) давления в межколонных пространствах, МПа - Подземное оборудование - Устьевое оборудование ЭТГ 73×146 Состояние скважины В консервации Примечание: * - информация может быть изменена для сохранения конфиденциальности; ВПЦ - верхний предел цементирования. На основе геоданных произведен расчет профилей для рекомендуемых стволов. В первую очередь рассматривалась возможность наклонного бурения с максимальным зенитным углом до 60° (табл. 2). Данное решение связано с возможностью использования безглинистого или малоглинистого бурового раствора, что также снизит стоимость работ по бурению [26-35]. Профили стволов должны учитывать наличие значительного по длине участка падения зенитного угла при вскрытии перспективных отложений [36, 37]. Построены профили боковых стволов, позволяющие в трехмерном виде представить прохождение проектируемого профиля через структурные поверхности (рис. 3, 4). Благодаря полученным изображениям существует возможность проверить правильность построения профилей и скорректировать их для наиболее оптимальной проводки. Ввиду того что боковые стволы выполняют функции поисково-оценочных и разведочных скважин, одним из важнейших моментов является заложение оптимального комплекса геолого-геофизических исследований. Для получения качественной геологической информации в план-заказ планируется включение расширенного комплекса геофизических исследований скважин (табл. 3). Для изучения литологической характеристики пластов и физических свойств коллекторов, уточнения стратиграфических границ, эффективных и нефтенасыщенных толщин, положения водонефтяных контактов, а также лабораторного изучения в скважинах предусматривается отбор керна. Также закладывается операция по испытанию скважины в процессе бурения при помощи оборудования КИИ-92 [38]. Отбор керна рекомендуется проводить с использованием керноотборочного снаряда Security DBS 104/52 или его аналогов с кернорвателями цангового типа, обеспечивающими 100 % выноса керна. Для изучения литологии разреза и определения в нем нефтеносности производится отбор шлама через 5 м проходки, в интервалах продуктивных горизонтов через 2 м. Контрольный замер инструмента следует производить перед отбором керна и после достижения проектной глубины скважины. Место зарезки Рис. 2. Выбор интервала зарезки скважины по данным каротажной диаграммы Таблица 2 Отчет по инклинометрии скважины 754 Кокуйского месторождения (интервал анализа по стволу - от 1280 до 2552,33 м) Глубина по стволу, м Зенитный угол, град Азимут магнитный, град Азимут истинный, град Глубина по вертикали, м Абсолютная отметка, м Глобальное смещение к северу, м Глобальное смещение к востоку, м Пространственная интенсивность, град/10 м Угол установки отклонителя, град Интенсивность по зениту, град/10 м Интенсивность по азимуту, град/10 м 1280,00 8,75 137,13 137,13 1213,24 -997,90 50444,40 46472,63 0,152 -90,49 0,000 -1,000 1290,00 9,75 151,43 151,43 1223,11 -1007,77 50443,09 46473,57 2,507 66,49 1,000 14,300 1300,00 9,75 151,43 151,43 1232,97 1017,63 50441,61 46474,38 0,000 0,00 0,000 0,000 1455,08 56,81 223,20 223,20 1361,61 1146,27 50377,93 46433,10 3,500 78,25 3,035 4,628 1935,04 56,81 223,20 223,20 1624,34 1409,00 50085,14 46158,14 0,000 0,00 0,000 0,000 2552,33 2,37 223,20 223,20 2141,16 1925,82 49871,20 45957,25 0,882 -180,00 -0,882 0,000 Рис. 3. Вертикальная (а) и горизонтальная (б) проекции бокового ствола Рис. 4. Построение профиля проектируемого бокового ствола скважины относительно основных отражающих горизонтов (ОГ) Таблица 3 Промыслово-геофизические исследования Виды исследований* Масштаб записи Примечания БКЗ-5 уст., ГК, ННК, ИК, БК, АК с ВС, ДС, ГГК-ЛП, МЗ, МБК, ЭМС, СГК 1:200 Промежуточный каротаж после проходки нижнекаменноугольных отложений ГК, ННК, АК c ВС, ДС, ГГК-ЛП БКЗ-5 уст., ИК, БК, МБК, МЗ, ДС, ГК, ННК, АК с ВС, ГГК-ЛП, ЭМС, СГК 1:500 1:200 После окончания бурения скважины ГК, ННК, ДС 1:200 Привязочный каротаж перед отбором керна ГК, ННК, БК, ДС 1:200 Привязочный каротаж перед опробованием пласта трубными испытателями Комплекс исследований по контролю за техническим состоянием скважин АКЦ, ГГЦ (СГДТ), ЭМДСТ 1:500 По всему стволу не ранее 48 ч после спуска эксплуатационной колонны АКЦ-С, ГГЦ (СГДТ), ЭМДСТ 1:200 В интервалах детальных исследований Примечание: * - список сокращений видов исследований представлен в «Технической инструкции по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. РД 153-39.0-072-01», утвержденной МПР, Приказ № 134 от 07.05.2001. Стоимость и срок окупаемости капитальных затрат на строительство бокового ствола значительно ниже аналогичных показателей бурения новой скважины за счет использования части ствола существующей скважины и имеющейся инфраструктуры месторождения. Технико-экономический расчет выявил, что планируемые работы удовлетворяют условиям эффективности проектов ПАО «ЛУКОЙЛ» и могут быть рекомендованы к внедрению [39]. Таким образом, реализация намеченных предложений позволит минимизировать затраты, связанные с приростом запасов, а сроки ввода в разработку вновь открываемых запасов будут сокращены.

Об авторах

Станислав Владимирович Варушкин

Автор, ответственный за переписку.
Email: Stanislav.Varushkin2@lp.lukoil.com
614990, Россия, г. Пермь, ул. Ленина, 62

геолог 1-й категории Управления геологии

Жанна Александровна Хакимова

Email: Zhanna.Khakimova@lp.lukoil.com
614990, Россия, г. Пермь, ул. Ленина, 62

ведущий геолог Управления геологии

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 430

PDF (Russian) - 642

PDF (English) - 80

Ссылки

• Ссылки не определены.