Опыт эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях ХМАО-Югры

На территории ХМАО значительная часть горизонтальных скважин приходится на пласты Самотлорского, Приобского, Рогожниковского и Тай-лаковского 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 [7, 8, 14-16]. Около 50% всех пробуренных на месторождениях округа горизонтальных 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 [20]. 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.

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 заглинизирован-ности 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 [17, 18, 22]. 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 [1-3, 19].

Кроме того, высокая расчлененность и геологическая неоднородность [21] 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 наклоннонаправленному [4-6]. 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 [9-13]. 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 очаговоизбирательная системы превращаются в аналог рядных, где в качестве стягивающих рядов используются горизонтальные скважины. При корректно обоснованной ориентации такой системы с учетом особенностей строения пласта, напряженнодеформационного состояния существенно повышается эффективность вытеснения нефти. В-третьих, длина горизонтального участка принимается предельно возможной – то есть 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.