76892-1 (Опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть»)

Опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть»

Раис Хисамов, д.т.н., ОАО «Татнефть»

В последнее время на многих месторождениях прогнозируемые по фактическим данным коэффициенты нефтеотдачи при реализуемой системе разработки и технологии эксплуатации скважин заметно ниже запроектированных величин. Достижение запроектированных коэффициентов нефтеотдачи требует неотложного проведения эффективных мероприятий с одновременным контролем выработки оставшихся запасов нефти. Это подразумевает применение наряду с традиционными гидродинамическими МУН также и так называемых «горизонтальных» технологий разработки.

Практика показывает, что действенными путями достижения запроектированных величин коэффициента нефтеотдачи сегодня является бурение и эксплуатация скважин сложной архитектуры — горизонтальных (ГС), многозабойных (МГС), разветвленных горизонтальных (РГС) и др., а также реанимация неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных вторых, в частном случае, боковых стволов с горизонтальным окончанием (БГС).

Первые семь ГС на территории Татарстана пробурены в 1976-78 гг. на Тавельском и Сиреневском месторождениях (НГДУ «Ямашнефть») на кизеловский горизонт турнейского яруса. При этом были достигнуты достаточно высокие технико-экономические результаты. В частности, две ГС (№№ 1918,1947) на Западно-Сиреневском участке до сих пор успешно функционируют, третья переведена в нагнетательный фонд.

На 01.09.2003 г. в Татарстане построено около 300 ГС, 96 БГС и 184 боковых стволов (БС). За 2003 год всего построено 47 ГС, 22 БГС и 25 БС (рис. 1).

Характеристика объектов заложения ГС и БГС

Разработка залежей нефти с применением бурения ГС ведется на залежах, приуроченных к стратиграфическим объектам, имеющим достаточно высокие значения этажей нефтеносности или толщину продуктивного пласта. Этот параметр является одним из основных критериев выбора участков для размещения ГС при проектировании систем разработки.

В Татарстане разработка залежей нефти с применением бурения ГС ведется на карбонатных отложениях, имеющих достаточно высокие значения толщин, башкирского, серпуховского, турнейского, заволжского, данково-лебедянского возрастов, и терригенных отложениях бобриковско-радаевского возраста. Рраспределение пробуренного фонда ГС (на 01.09.2003 г.) представлено на рис. 2.

Самым нижним объектом эксплуатации, разрабатываемым с применением бурения ГС, являются карбонатные отложения данково-лебедянского возраста. Залежи нефти контролируются положительными структурами в основном биогермного типа. Сложены они известняками, которые по своим структурно-генетическим особенностям подразделяются на хемогенные (зернистые), сгустковые и органогенно-детритовые [1].

Характерным для пород данково-лебедянского возраста является:

интенсивное развитие процессов перекристаллизации, обуславливающих их низкие емкостно-фильтрационные свойства;

известняки обладают значительной трещиноватостью, кавернозностью за счет процессов выщелачивания;

по своим емкостно-фильтрационным характеристикам (ЕФХ) коллекторы относятся к типам порово-трещинных и кавернозно-порово-трещинных.

На территории Татарстана породы заволжского горизонта нефтеносны на отдельных участках, в основном, где залежи нефти контролируются высокоамплитудными биогермными поднятиями. На большей же части территории они водонасыщенны. Как правило, нефтеносны два верхних пласта-коллектора из четырех, выделяемых в разрезе и утвержденных стандартом. В перспективе эти отложения могут разрабатываться ГС, при условии наличия как нефтенасыщенных толщин (НТ), так и достаточно значительных площадей нефтеносности с целью соблюдения критерия расстояния ГС от контура нефтеносности в плане. На эти отложения пробурены три ГС на Чегодайском месторождении. Покрышкой для залежей нефти в отложениях заволжского горизонта является пачка известняков, залегающая в кровле разреза.

Выше залегают карбонатные отложения турнейского яруса, на которые к настоящему времени пробурено 163 ГС, что составляет 62,2% от общего фонда ГС. В разрезе турнейского яруса выделяются четыре продуктивных горизонта (сверху вниз): кизеловский (С1кз), черепетский (С1чр), упинский (С1уп) и малевский (С1мл). К ним, соответственно, относятся пласты-коллекторы, индексируемые на некоторых промыслах по старой схеме (снизу вверх), таких как В1, В2, В3 и В4. Они разделены друг от друга уплотненными пачками известняков толщиной от 1 до 7 м, являющимися внутриформационными реперами: С12, С13 и С14. Покрышкой служат глины малиновского возраста. Практически повсеместное распространение получили коллекторы верхнего горизонта турнейского яруса (С1кз). Почти на всей территории Татарстана, где не отмечено перерыва в осадконакоплении и гипсометрически они расположены выше ВНК, эти отложения нефтеносны.

Структурно-генетические разности известняков, слагающих разрез турнейского яруса, по своим ЕФХ четко подразделяются на коллекторы и неколлекторы.

По разрезу турнейского яруса можно сделать следующие выводы:

— породы, сложенные комковатыми, сгустково-детритовыми известняками и «раковинными песчаниками», составляют продуктивную нефтесодержащую часть разреза турнейского яруса, сложенные шламово-детритовыми, фораминиферово-сгустковыми известняками и доломитами — уплотненную часть, не содержащую промышленных скоплений нефти;

— каждая из структурно-генетических разностей, слагающая породы турнейского яруса, обладает специфическими, только ей присущими, петрофизическими свойствами, обуславливающими ЕФХ по разрезу;

— присутствие нескольких структурно-генетических разностей обусловило вертикальную и зональную неоднородность разреза этих отложений;

— содержание плотных разностей увеличивается кратно увеличению с запада на восток;

— покрышкой для продуктивных отложений турнейского яруса служат глины малиновского надгоризонта.

Следующим вышележащим объектом, разработка которого ведется с применением бурения ГС, являются терригенные отложения бобриковско-радаевского возраста (27 ГС). Они сложены песчаниками, в разной степени отсортированными, алевритистыми, и алевролитами, чаще крупнозернистыми. Породы характеризуются мономинеральным кварцевым составом (кварц — 95-99%).

Кроме выделенных литологических типов коллекторов бобриковско-радаевская терригенная толща слагается аргиллитами и углисто-глинистыми сланцами, которые представляют интервалы перемычек между пластами-коллекторами и покрышками. Изменение толщины терригенных пород разреза рассматриваемой толщи обусловлено фациальным изменением и стратиграфической полнотой. По стратиграфической полноте разреза можно выделить в пределах Татарстана следующие подтипы, сочетающие одно-, двух- и разновозрастные отложения:

елховско-радаевско-бобриковские;

елховско-бобриковские;

елховско-радаевские;

радаевско-бобриковские.

Таким образом, переслаивание всех разностей пород, различная стратиграфическая полнота разреза и, как следствие, изменение толщины продуктивных горизонтов и пластов-коллекторов, а также фациальная изменчивость, невыдержанность пластов как по площади, так и по разрезу, обусловили трудности в расчленении и индексации и выделении объектов разработки. В пределах рассматриваемой терригенной толщи при полном стратиграфическом разрезе выделяются (сверху вниз) пласты-коллекторы, индексируемые как С1бр-4, С1бр-З, С1бр-2 и С1бр-1.

Терригенный комплекс бобриковско-радаевского возраста характеризуется сложным строением:

высокой фациальной изменчивостью;

большой разновидностью форм залегания;

наличием от одного до нескольких пористо-проницаемых прослоев, пластов;

значительным изменением толщин, особенно во врезовых зонах;

наличием большого количества слияний продуктивных пропластков и пластов;

преимущественно хорошей гидродинамической связью пропластков и пластов;

отсутствием надежных покрышек.

В этой связи ГС располагаются в основном в зонах эрозионных врезов и в зонах развития I типа разреза, причем критерий наличия достаточно значительных продуктивных толщин необходимо особенно соблюдать в водоплавающих и пластово-сводовых залежах с водонефтяными зонами. Это продиктовано необходимостью увеличения безводного режима эксплуатации ГС путем соблюдения критерия расстояния от нижней точки условно-горизонтального ствола (УГС) до ВНК — 2-3 м. ГС не проектируется там, где объект имеет высокую расчлененность и небольшие НТ пород объекта эксплуатации при наличии плотных перемычек значительной толщины (2,0-3,0 м).

Нефтенасыщенные коллекторы карбонатной толщи башкирско-серпуховского возраста, залегающие в среднем на 300 м выше по разрезу, развиты в юго-западной части Ромашкинского месторождения и на месторождениях, расположенных на северном, северо-восточном, западном склонах Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины. Продуктивные отложения башкирско-серпуховского возраста среднего карбона в пределах Республики Татарстан сложены известняками и доломитами. К настоящему времени на данные отложения пробурено 68 ГС, что составляет 26% от общего фонда ГС.

Изменения ЕФХ свойств в известняках башкирско-серпуховского возраста зависят от интенсивности вторичных процессов:

— перекристаллизации, выщелачивания, сульфатизации и развития трещиноватости;

— лучшими ЕФХ обладают зернистые, комковато-сгустковые и органогенно-детритовые структурные разности известняков;

— улучшению ЕФХ способствуют процессы перекристаллизации, выщелачивания, трещиноватости, иногда стиллолитизации;

— кальцитизация, сульфатизация и содержание глинистого материала ведут к ухудшению ЕФХ и полной изоляции пор;

— эффективной емкостью служат поры каверн и системы трещин;

— наиболее эффективные ЕФХ приурочены к разуплотненным макро- и микротрещиноватым участкам;

— известняки неоднородны по разрезу и площади; улучшение коллекторских свойств происходит сверху вниз.

В табл. 1 представлена краткая литолого-петрографическая характеристика нефтевмещающих пород продуктивных пластов, влияющих на добывные возможности ГС.

Таким образом, сложнопостроенность месторождений Республики Татарстан определяют следующие факторы: