Применение горизонтальных скважин как метода увеличения нефтеотдачи пластов

Структура сырьевой базы такова что традиционный ввод месторождений с низко-проницаемыми коллекторами в разработку при разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически нецелесообразен, а иногда невозможен вследствие чего значительный объем запасов окажется не вовлечённым в промышленную разработку [1, с. 19-21].

В этих условиях наиболее рациональное направление улучшения использования трудноизвлекаемых запасов – переход на принципиально новые системы разработки месторождений с применением горизонтальных скважин (ГС) и РГС, которые имея повышенную поверхность вскрытия пласта снижают фильтрационное сопротивление в призабойных зонах и являются перспективным методом не только повышения производительности скважин, но и величины нефтеотдачи продуктивных пластов.

Особенно важно применять системы разработки с ГС и РГС на месторождениях с высокой геологической неоднородностью разрозненностью наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.

Горизонтальная скважина– это скважина конечной длины ось которой проходит между кровлей и подошвой пласта с углом наклона 80–100° относительно вертикали. ГС особенно эффективны при разработке трещиноватых коллекторов горизонтальной проницаемостью; при освоении залежей углеводородного сырья ограниченной площадью для установки бурового оборудования; для повышения нефтеотдачи пластов при доработке месторождений на поздней стадии эксплуатации; при разработке продуктивных коллекторов в условиях интенсивного образования газового и водного конусов; локальных залежей углеводородного вещества и др.

Следовательно, повышается степень охвата пласта дренированием, возникает возможность увеличить воздействие рабочим агентом.

Горизонтальные стволы, проходя по продуктивному пласту на сотни метров, а в отдельных случаях несколько сотен метров могут открыть в неоднородном пласте участки трещиноватых зон с повышенной проницаемостью что позволит получить по этим скважинам дебиты в несколько раз выше, чем по вертикальным. Появляется возможность разбурить газонефтяные залежи с обширными подгазовыми зонами и водонефтяные залежи значительно меньшим числом скважин и разрабатывать эти объекты при минимальных депрессиях.

Мировой и отечественный опыт проводки горизонтальных скважин свидетельствует о том что их применение позволяет значительно улучшить текущие технологические показатели разработки низкопроницаемых коллекторов, а в ряде случаев перевести забалансовые запасы нефти в балансовые: в частности темпы отбора нефти из систем ГС по сравнению с системами вертикальных скважин (ВС) повышаются в 3–5 раз, увеличиваются дебиты скважин, сокращаются сроки разработки. Можно предположить, что применение ГС в этих условиях позволит обеспечить темпы выработки запасов на уровне рентабельности. Годовой темп отбора может быть не менее 2–3%, в то время как при применении ВС этот показатель не превышает 1–1 5%. При этом необходимо отметить, что удельные извлекаемые запасы в расчете на одну ГС раза выше, чем для ВС [2].

Использование ГС требует за счет сокращения их общего числа на объектах значительно меньших (в 1 5–2 раза) капитальных вложений на бурение скважин при относительном росте (до 70%) стоимости каждой ГС за счет усложнения их конструкций. Однако при массовом бурении ГС стоимость одного метра проходки, как показывает мировой опыт, может быть доведена до стоимости проходки ВС. Это создает еще более благоприятные предпосылки для повышения эффективности использования ГС.

Надежность разобщения пластов обеспечивается применением технических средств и технологических мероприятий при креплении скважин. Профиль большинства скважин наклонно-направленный. Ствол скважины до глубины 50 м бурится вертикально. Необходимый угол и азимут ствола скважин набирается при бурении под кондуктор. Интенсивность набора зенитного угла составляют 1,5–2⁰, азимутального угла 3–4⁰ на 10 м проходки ствола скважины. Максимальный отход забоев скважин от вертикали до 500 м. В интервалах глубин предполагаемого спуска глубинного насосного оборудования бурение ведется с применением стабилизаторов угла наклона и азимута. В интервале 700–1100 м интенсивность изменения зенитного угла и азимута ствола скважины не должна превышать 2⁰ на 100 метров проходки ствола скважин.

В нефтяной отрасли для достижения нужного слоя в породе, которая подвергается бурению, используют 2 основные технологии:

1. Многоствольное бурение. Увеличивает дренажную зону, и образующаяся скважина заменяет несколько «обычных» и снижает затраты на проведение работы.
2. Роторное бурение. Применяется при автоматическом управлении процессом. Данный метод эффективный, но дорогостоящий, поэтому многие компании продолжают бурить традиционным способом.

Скважины могут быть вертикальными, горизонтальными и наклонными. Наклонные скважины появляются естественным и искусственным способами. Бурение горизонтально-направленных скважин – отдельная технология наклонного бурения, которая используется для увеличения нефтеотдачи при первом же освоении земли. Она имеет перспективное направление, ведь коэффициент добычи углеводородов вырастает, а затраты сокращаются из-за уменьшения сетки бурения.

Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин производится по специальным профилям, которые могут меняться, но при этом ствол скважины должен оставаться вертикальным. Увеличение их объёмов вызвало необходимость разработки новых технологий. Сейчас разработка новых месторождений ведется с помощью горизонтальных многозабойных скважин. Эту технологию, по праву, можно считать передовой в нефтедобывающей промышленности. Бурение многозабойных горизонтально разветвленных скважин ускоряет изучение новых нефтегазовых месторождений, умножает нефтегазоотдачу пластов, уменьшает материальные вложения. Оно применяется в таких случаях:

1. при отклонении ствола от зоны разрыва пласта;
2. при необходимости повторного бурения нижней части ствола в рабочей скважине;
3. когда производят бурение наклонных и горизонтальных скважин;
4. для дегазации угольного пласта;
5. при вскрытии продуктивных пластов.
6. С помощью разветвленных скважин в технологии направленного бурения решаются приоритетные задачи освоения месторождений:
7. разработка нефтяных недр земли с низкими коллекторскими свойствами продуктивного пласта;
8. уменьшение числа скважин, необходимых для разработки локаций нефти и газа;
9. добыча высоковязкой нефти с большой глубины.

Многозабойное бурение развивается стремительными темпами. Его суть состоит в том, что из базового ствола скважины с определенной глубины проводят один или несколько стволов, а значит, ствол может неоднократно использоваться. Первая многозабойная скважина была сделана в 1953 году недалеко от Башкортостана.

Профиль наклонно-горизонтальных скважин на турнейский ярус, в зависимости от смещения, включает в себя: вертикальный участок, участок набора угла, участок стабилизации, участок вскрытия продуктивного пласта и условно горизонтальный участок. Угол входа в продуктивный пласт зависит от прогнозной нефтенасыщенной толщины пласта и колеблется от 70⁰ до 80⁰. Набор зенитного угла до входа в продуктивный пласт осуществляется с интенсивностью 1,5–2,0⁰ на 10 метров проходки (радиус кривизны скважины 300–400 метров). При небольших смещениях от вертикали до точки входа в продуктивный пласт бурение ведется с интенсивностью набора зенитного угла 4–5⁰ на 10 метров проходки, радиус искривления 115–145 метров до выхода на условную горизонталь, т.е. на постоянный зенитный угол, под которым осуществляется бурение скважины по продуктивному пласту (88–90⁰) [3].

Рис. 1. Типовая схема горизонтальной скважины

При бурении боковых стволов с горизонтальным окончанием в скважинах старого эксплуатационного фонда, при условии герметичности эксплуатационных колонн, рекомендуется производить зарезку стволов вне зон газовых шапок и пластичных глин. На рисунке 2 дан схематический профиль бокового горизонтального ствола скважины [3].

Рис. 2. Типовая схема горизонтальной скважины с боковым стволом

При применении технологии разработки нефтяных месторождений с использованием ГС можно достичь стабильного коэффициента нефте-извлечения, равного 60–80% за счет следующих факторов:

• ГС могут использоваться для разработки на любой стадии различных по типу и условиям залегания коллекторов;
• при проводке ГС можно обеспечить пересечение естественных вертикальных трещин в пласте что позволит до максимума увеличить проницаемость пласта и отборы пластовых флюидов;
• для дренирования нефтяного коллектора нужно бурить в 4–5 раз меньше горизонтальных скважин чем вертикальных. С помощью подобных скважин можно обеспечить разработку продуктивных пластов залегающими под руслами рек озерами горами городскими сооружениями и др.