Опыт выбора скважин для бурения боковых стволов

Большинство обычных вертикальных скважин на месторождениях западносибирского региона в бывшем Советском Союзе находятся в эксплуатации от 10 до 50 лет. Зачастую простые операции капитального ремонта, такие как дополнительная перфорация, кислотная обработка или гидроразрыв пласта, значительно увеличивают добычу. Но в некоторых случаях эффективным решением является использование существующих скважин для бурения из них боковых стволов с горизонтальным заканчиванием.

Пласты вводились в эксплуатацию поочередно, начиная с нижних, а после их истощения устанавливались цементные мосты и осуществлялся переход на вышележащие пласты. Не было случая одновременной эксплуатации двух и более пластов.

С целью сбора необходимой для анализа промысловой информации был подготовлен перечень вопросов. Выбрали шесть наиболее перспективных скважин. Для каждой подсчитали увеличение дебита за счет бурения горизонтальных боковых стволов. Поскольку вертикальные скважины вскрывали всю продуктивную толщу, вышележащие пласты подверглись загрязнению буровым раствором, плотность которого пришлось увеличить для безопасного вскрытия нижележащих пластов. Чтобы сравнить возможное увеличение дебитов после операций обычного капремонта, гидроразрыва и бурения горизонтального бокового ствола были проведены исследования чувствительности скважин к ухудшению скин-фактора.

Во всех расчетах для оценки потенциальной продуктивности улучшения протяженность горизонтального ствола в продуктивном пласте принималась постоянной и равной 229 м при идеальном скин-факторе (табл. 1). Для бурения боковых стволов выбирались только те горизонтальные скважины, которые по расчетной производительности вдвое превосходили вертикальные скважины, подвергнутые гидроразрыву.

Наибольший ожидаемый прирост дебитов получили для горизонтальных боковых стволов со средним радиусом кривизны, пробуренных с промывкой раствором VISPLEX и обсаженных предварительно перфорированными хвостовиками. Бурение боковых стволов намечено начать в конце года, и тогда можно будет проверить достоверность прогнозов.

Интересные примеры применения горизонтальных боковых стволов имеются в Северном Техасе, где добывающая компания ТКЛО занималась разбуриванием куполообразных рифовых построек. Трехмерная сейсмическая съемка позволяет выявить рифы, но не дает возможности определить границы залежей углеводородов, которые мигрировали в ловушки, образовавшиеся в процессе доломитизации. Скважины обычно бурят в центр рифовой постройки по принципу «попадем - промахнемся».

После того, как пробуренная вертикальная скважина оказалась сухой, в компанию Анадрилл была направлена просьба спроектировать горизонтальный боковой ствол с высоким темпом набора кривизны, что позволило бы увеличить шансы вскрыть зоны пустот, заполненных углеводородами. Диаметр вертикальной скважины был 200 мм, и в связи с небольшими размерами рифового тела отход ответвления от вертикали не должен был превышать 152 м. Поэтому надо было решить две технологические проблемы: забурить боковой ствол, диаметр которого значительно меньше диаметра скважины, набрать зенитный угол 90" по кривой с коротким радиусом, так как ответвление со средним радиусом не вписалось бы в габариты рифа.

Анализ данных для отбора подходящих скважин

Таблица 1

Месторождение	А	В	С	D	Е	F
Эффективная мощность, м.	14	37	19	6	8	9
Глубина по вертикали, м.	2400	2400	2800	2800	2500	2400
Проницаемость, мД.	3	3	1,5	5	4	6
Вертикальная проницаемость	Хорошая вверху	Средняя	Хорошая	Плохая	Плохая	Плохая
Давление, МПа.	27,58	20,69	26,20	27,58	25,44	24,93
Начальное давление, МПа.	29,89	25,53	29,39	28,57	26,15	24,93
Вертикальный скин-фактор	5	12	10	5	5	5
Дебита, м3 сутки
Вертикальная скважина (загрязненный коллектор)	24	22	23	38	37	69
Вертикальная скважина, скин-фактор=1	41	63	56	59	58	99
Вертикальная скважина после ГРП	70	94	86	98	97	156
Горизонтальная скважина, прогноз	156	95	169	242	236	323
Соотношение дебитов
Гориз./Вертик., загрязненный колл.	6,5	4,3	7,3	6,4	6,4	4,7
Гориз./Вертик., скин = 1	3,8	1,5	3,0	4,1	4,1	3,3
Гориз./Вертик., после ГРП	2,2	1,0	2,0	2,5	2,4	2,1
Период окупаемости, сут.	20	33	18	13	13	10

Отбор подходящих скважин в бывшем Советском Союзе. Промысловые данные (верхняя таблица) используются для подсчета прогнозируемых дебитов скважин с различными условиями заканчивания (средняя таблица), включая вертикальную скважину с загрязненной продуктивной зоной, вертикальную скважину со скин-фактором. уменьшенным до 1, вертикальную скважину после гидроразрыва пласта (ГРП) и скважину с горизонтальным ответвлением и скин-фактором. равным 1. В качестве кандидатов для проведения работ выбирались только те скважины, где из горизонтального ответвления можно получить дебит, в 2 и более раз превышающий дебит вертикальной скважины после ГРП. У этих скважин самый короткий срок окупаемости.

Было принято уникальное решение. В скважине установили цементный мост, кровля которого находилась на 30 м выше планируемой точки забуривания ответвления. После ОЗЦ эти 30 м цемента разбурили 171-мм долотом со 121-мм прямой компоновкой низа бурильной колонны (КНБК). Для забуривания спустили 165-мм долото и 121-мм забойный двигатель - отклонитель с углом искривления 3 град. Диаметр долота уменьшили, чтобы не повредить стенки искусственной скважины при прохождении кривой КНБК. Этой компоновкой начали бурить криволинейный участок с интенсивностью набора кривизны 27730 м, и по достижении зенитного угла 62 вскрыли залежь углеводородов. Этот боковой ствол превратил сухую вертикальную скважину стоимостью 230 тыс. долларов США в продуктивную скважину с дебитом 32 м^З/сутки. Затраты на проводку бокового ствола, включая заканчивание, составили 140 тыс. долларов США.