1.4.2. Бурение горизонтальных скважин

Данная технология позволяет существенно расширить зоны дренирования пласта и подключить к разработке больший объем подвижных запасов нефти. Применение горизонтальных скважин при разработке массивных залежей позволяет добиться существенно более низких темпов обводнения продукции, в сравнении с наклонно-направленными скважинами. Горизонтальные скважины, как правило, характеризуются в несколько раз большей продуктивностью в сравнении с наклонно-направленными.

Целесообразность применения горизонтальных скважин в первую очередь определяется геологическими факторами и характеристикой коллекторов. Как правило, наибольшая эффективность применения горизонтальных скважин достигается в

слаборасчлененных пластах. Горизонтальная скважина имеет еще более значительное преимущество по сравнению с наклонно-направленной в пласте толщиной менее 30 м. Исследования на трехмерных моделях, проведенные в ОАО «Татнефть», показали, что для слоистого пласта, состоящего из гидродинамически связанных пропластков, лучшие результаты дает размещение горизонтального ствола в более проницаемом пропластке, расположенном в прикровельной части. Кроме того, из полученных результатов следует, что в отличие от вертикальных скважин, дебиты горизонтальных практически не зависят от диаметра ствола.

Наряду с технологическими преимуществами горизонтальных скважин существуют и экономические. При отсутствии ошибок в проводке ствола скважины и выбранной технологии бурения кратность увеличения максимального начального дебита превосходит кратность увеличения экономических затрат в горизонтальных скважинах по отношению к наклонно-направленным.

На территории ХМАО значительная часть горизонтальных скважин приходится на пласты Самотлорского, Приобского, Рогожниковского и Тайлаковского месторождений (всего около 40% всех операций). Объектами горизонтального бурения (в т.ч. на перечисленных месторождениях) служат пласты неокомских (включая викуловскую свиту и «рябчик»), ачимовских, верхне- и среднеюрских отложений. Около 50% всех пробуренных на месторождениях округа горизонтальны скважин пришлись на горизонты АС-АВ. Также перспективными для горизонтального бурения представляются пласты баженовской свиты, однако в данном случае возрастает необходимость его сочетания с многозонным гидроразрывом – в отдельных случаях единственным способом обеспечения

продуктивности скважин.

Из пробуренных на месторождения ХМАО горизонтальных скважин в сумме добыто около 200 млн. т нефти. Средняя накопленная добыча нефти на 1 горизонтальную скважину оценивается в 35-40 тыс. т при длительности эксплуатации большинства их них порядка 5- 10 лет. Средняя добыча нефти из новой горизонтальной скважины в последние лет составила 6.5-8 тыс. т, что в 1.5-2 раза превышает аналогичный показатель по скважинам обычного профиля

Табл.1. Модификации технологии ГРП на месторождениях Западной Сибири

Модификация технологии ГРП	Краткая характеристика	Назначение
Системный	Обработка нагнетательной и добывающих скважин участка	Поддержание потенциала пластов с низкой проницаемостью
Селективный	Установка пакера между интервала перфорации	Разделение разрывов продуктивных пачек
Большеобъемный	Масса проппанта значительно выше средней по совокупности обработок	Увеличение охвата пласта воздействием
Безпакерный	Без установки пакера	Щадящий ГРП при дефектах эксплуатационной колонны
Многозонный (на горизонтальной скважине)	Множественный ГРП на горизонтальном участке ствола	Интенсификация притока и увеличение охвата пласта воздействием
Комбинация проппанта различного фракционного состава	Последовательная подача пачек проппанта, различающихся размером зерен	Оптимизация упаковки трещины в сложнопостроенном разрезе
Использование проппантов с полимерным покрытием	Подача на последней стадии зерен, покрытых смоло-полимерной оболочкой	Снижение выноса проппанта из трещины
Принудительное закрытие трещины	Отбор жидкости из трещины сразу после прекращения закачки	Принудительное удаление нераспавшегося геля из трещины, фиксация более равномерной упаковки трещины
Концевое экранирование трещины (TSO)	Пониженный объем подушки, увеличенный темп роста концентрации проппанта	Создание широкой трещины. Ограничение длины трещины.
Создание экранируемой оторочки на кромке трещины гидроразрыва	Буферная жидкость с цементным раствором	Закупорка системы микротрещин на кромке магистральной трещины

Установка экранов	Предварительная (до проведения ГРП) задавка глинистой суспензии или ПДС (не менее 40 м3 )	Закупорка системы естественных и/или техногенных трещин в интервале проектного гидроразрыва. Изоляция обводненных пропластков
Снижение интервала обработки относительно продуктивных интервалов	Перфорация в глинистых экранах выше или ниже продуктивного интервала	Ограничение по глубине нижней или верхней кромки трещины с целью недостижения ею водонасыщенных зон
Безпакерный	Без установки пакера	Щадящий ГРП при дефектах эксплуатационной колонны

Теоретически на дебиты горизонтальных скважин наряду с такими параметрами как депрессия, вскрытая нефтенасыщенная толщина, оказывает влияние длина горизонтального участка ствола. С увеличением длины горизонтального ствола до определенного предела дебит увеличивается. Однако в низкопродуктивных коллекторах проницаемостью порядка 10 мД, как показали теоретические исследования, увеличение длины горизонтального участка ствола более 200-300 м не приводит к существенному увеличению среднего дебита скважины.

Современные технологии позволяют успешно осуществлять проводку горизонтальных скважин с большим или инвертированным углом отклонения от вертикали. В случае пластов с малыми эффективными мощностями не редко применяется синусоидальная траектория проводки ствола скважины, что повышает вероятность вскрытия пропластков коллекторов. Направление горизонтального ствола уточняется после бурения пилотного ствола скважины и обработки данных, полученных в результате геофизических исследований.

Технология бурения ГС может вполне эффективно применяться в случае наличия:

• продуктивных пластов с малой эффективной нефтенасыщенной толщиной;

• низкопроницаемых и неоднородных пластов;

• залежей с обширными водонефтяными зонами;

• пластов с развитой системой вертикальных трещин.

Применение горизонтальных скважин может оказаться низкоэффективным в случае значительной расчлененности пластов либо заглинизированности пластов. Для повышения эффективности бурения ГС применяется многостадийный (многозонный) гидроразрыв пласта (МГРП). В результате МГРП не только повышается производительность скважины (как при обычном гидроразрыве), но и увеличивается область дренирования и обеспечивается гидродинамическая связь горизонтального ствола с невскрытыми пропластками. Данное обстоятельство позволяет рассматривать технологию многозонного гидроразрыва как метод увеличения нефтеотдачи - по крайней мере, на пластах с неоднородным геологическим строением. В качестве метода интенсификации многозонный гидроразрыв может применяться также на низкопроницаемых пластах.

На территории ХМАО многозонный гидроразрыв на горизонтальных скважинах применяется с 2009 года двумя крупнейшими недропользователями - ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и НК «Роснефть». Опыт применения данной технологии отмечен на 15 месторождениях, включая Урьевское, Северо-Покачевское, Повховское, Ватьеганское, Тевлинско-Русскинское, Приобское и Самотлорское. Дебиты нефти по горизонтальным скважинам с многозонным гидроразрывом в 2-4 раза превышает аналогичный показатель по скважинам обычного профиля.

Кроме того, высокая расчлененность и геологическая неоднородность в отдельных случаях обуславливают необходимость специфического дизайна горизонтального бурения,

при котором горизонтальным участком вскрывается наиболее мощный из пропластков, тогда как на вышележащих пропластках профиль скважины близок к наклонно-направленному. Тем самым достигается максимизация дренируемой поверхности, за счет чего обеспечивается не только увеличение охвата по разрезу и площади, но и более высокая продуктивность.

Имеются и другие особенности бурения и размещения горизонтальных скважин для эффективной разработки неоднородных пластов. Во-первых, горизонтальные участки ориентированы в направлении застойных зон. Во-вторых, горизонтальные участки размещаются перпендикулярно фильтрационным потокам со стороны нагнетательных скважин. При этом площадная и очагово-избирательная системы превращаются в аналог рядных, где в качестве стягивающих рядов используются горизонтальные скважины. При корректно обоснованной ориентации такой системы с учетом особенностей строения пласта, напряженно-деформационного состояния существенно повышается эффективность вытеснения нефти. В-третьих, длина горизонтального участка принимается предельно возможной - т.е. сопоставимой с размерностью сетки скважин. Помимо стремления к максимальному охвату застойных зон такой подход продиктован высокой неоднородностью строения среднеюрских пластов, снижающей эффективность горизонтального бурения. Увеличение длины участка в таких условиях служит основным способом повышения производительности горизонтальной скважины.