Все про нафту, Повернення в розробку старих родовищ бурінням бічних горизонтальних стволів

У практиці західних бізнес-шкіл (таких як Гарвардська школа бізнесу, наприклад) широко використовується навчання на основі кейсів, тобто прикладів реальної бізнес-практики. Цей спосіб навчання відомий під назвою case-study. За аналогією з бізнес-навчанням хотілося б запропонувати вам розглянути свого роду кейс із геологічної практики.

Case-study: Повернення у розробку «старих» родовищ бурінням БГС

Технологія буріння бічних горизонтальних стволів (БГС) з існуючого фонду свердловин має давню історію. Нині цю технологію успішно освоєно як розробниками (операторами) родовищ, і буровими сервісними компаніями, безпосередньо здійснюють роботи з буріння. А в практиці нафтових компаній буріння бічних горизонтальних стовбурів вже давно стало звичайною справою, яка широко використовується як щодо нових, так і на «старих» родовищах.

Ефективність буріння БГС, зазвичай, досить висока, оскільки буріння бічних стовбурів складає вже розбурених ділянках родовищ із добре вивченою геологією. А в умілих руках, та за певної частки везіння ця технологія здатна творити справжні дива! Власне про одне таке «диво» я й хотів би зараз розповісти.

Сталося це зовсім недавно в (для когось далекого, а для когось близького) Удмуртії на Лудошурському нафтовому родовищі. Розробкою цього родовища аж з 1978 року займається компанія ВАТ «Удмуртнафта», яка наразі належить у майже рівних частках найбільшої української нафтової компаніїРоснефтьта китайської нафтохімічної корпораціїSinopec.

Саме по собі Лудошурське родовище дуже невелике (його площа лише 1,5 x 1,5 км), тому вже до середини 1981 рокуродовище було практично повністю розбурене проектною сіткою свердловин. Нині родовище перебуває у III стадії розробки, тобто. у стадії падаючого видобутку.

Відповідно до реалізованого варіанта технологічної схеми на Лудошурському родовищі виділено чотири об'єкти розробки:

верейський об'єкт;
башкирський об'єкт;
візейський об'єкт;
турнейський об'єкт.

Верейський і турнейський (тобто найвищий і нижній) об'єкти розробляються на природному режимі. Верейський – за рахунок тиску газу газової шапки, а турнейський – за рахунок підпору підошовної води.

Основні (і найуспішніші) роботи з буріння БГС проводилися на турнейській покладі родовища, тому розглянемо її трохи докладніше.

Турнейська поклад нафти Лудошурського родовища

Турнейська поклад масивна, підстилається водою, присвячена невеликому замкнутому підняттю, майже круглої форми. Розміри покладу ізогіпсом -1338 м становлять 1,5 x 1,5 км.

Продуктивний пласт представлений місцями продуктивними прошарками, що виклинюються або зливаються один з одним, в кількості від 1 до 24 штук, товщина яких варіюється від 0,5 до 5,4 м. 5м.

Поклад складена карбонатними породами. Продуктивні відкладення представлені вапняками (іноді доломітизованими), серед яких можна виділити вапняки згустково-форамініферові та полідетритові. Непроникні пропластки представлені вапняками дрібно-і тонкокристалічні та вапняки полідетритові з низькою пористістю.

Початок розробки турнейського об'єкта було покладено в 1979 році, коли було пробуренодві свердловини з початковими дебітами нафти 24 т/добу та 7 т/добу. Всього ж на об'єкт було пробурено 10 свердловин, яких було цілком достатньо для розробки такого невеликого покладу.

На початок 2012 року діючий фонд становив 8 видобувних свердловин (2 свердловини перебували у бездіяльності через високу обводненість продукції). Усі діючі свердловини були механізовані – обладнані ЕЦН чи ШГН. Середній дебіт свердловин становив:

з нафти – 8,7 т/сут
по рідині – 125,1 т/добу
середня обводненість - 95,6%

Карта товщин турнейського об'єкту

Профіль (турнейський об'єкт між червоними лініями)

Таким чином, турнейський об'єкт родовища, що знаходиться в пізній стадії розробки, був низькопродуктивною покладом з видобутком нафти, що падає. А через високу обводненість продукції об'єкт вважався безперспективним щодо будь-яких робіт з інтенсифікації видобутку.

Несподіваний успіх

Проте, незважаючи на неабияку частку сумнівів, геологічна служба підприємства вольовим зусиллям вирішила спробувати пробурити на родовищі бічний горизонтальний стовбур з свердловини, що не діє. Оптимізму в успіху цього заходу не додавав і той факт, що раніше на родовищі робилися спроби буріння бічних стволів. Так у період 1997-2004 років. на родовищі було пробурено 10 БГС, середній дебіт нафти якими становив 15,1 т/сут. Для родовищ Удмуртії це в принципі непоганий показник, але не настільки хороший, щоб можна було розраховувати на великий успіх застосування технології БГС майже через 10 років.

Незважаючи на досить песимістичні очікування, БГС на турнейський об'єкт був все ж таки пробурений. На превелику радістьпочатковий дебіт нафти ним становив 118 т/сут (при обводненості 20%)! І це при тому, що середній дебіт восьми свердловин турнейського об'єкта, що діють, на той момент становив 8,7 т/добу (при обводненості 96%). Такий успіх було залишитися непоміченим і невдовзі на родовищі почали бурити дедалі нові БГС.

У 2013 році на турнейський об'єкт було пробурено 3 БГС із середнім початковим дебітом 101 т/добу. У 2014 році пробурили ще 5 БГС, середній початковий дебіт нафти яких становив 86 т/добу.

В результаті застосування технології БГС на родовищі дозволило запобігти падінню видобутку нафти, що намітилося. А турнейська поклад родовища з низькопродуктивної перетворилася на основний об'єкт розробки. Буріння БГС призвело до збільшення видобутку нафти з одного цього об'єкта у 5,6 разів (!), зробивши його основним драйвером зростання.

Заключні висновки

Які можна виділити фактори, що забезпечили високу ефективність застосування технології БГС на Лудошурському родовищі? При тому, що подібні роботи раніше мали досить низький ефект. Можливо, наведені нижче висновки здадуться надто узагальненими, проте їх варто позначити.

Фактори, що зумовили успішність буріння БГС:

Проведення горизонтального стовбура в покрівельній частині продуктивного пласта. Дозволяє уникнути передчасного обводнення продукції свердловини через підйом ВНК або конусоутворення.
Збільшена довжина горизонтального ствола. Дозволяє підвищити продуктивність свердловини за рахунок збільшення площі контакту стовбура свердловини з нафтонасиченою породою.
Буріння бічних стволів у зонах з недренованими запасами нафти. Ретельна побудова геологічних моделей родовища та аналіз наявноїІнформація дозволяє виявити зони з високими залишковими запасами.

Як резюмуючий висновок:

Для родовищ, що знаходяться на пізній стадії розробки, особливо важливим є збільшення вироблення запасів. Це завдання може успішно вирішуватися за допомогою буріння бічних стволів із існуючого фонду свердловин. Буріння бічних горизонтальних стволів із високообводнених та нерентабельних свердловин дозволяє значно покращити стан розробки за рахунок збільшення площі охоплення процесом витіснення. При цьому можливості даної технології дозволяють «відродити», що раніше здавалися безперспективними, поклади нафти з видобутком, що падає.