Зарезка боковых стволов как метод увеличения нефтеотдачи

Зарезка боковых стволов из аварийных, высокообводнённых и низкодебитных скважин с различной траекторией по пласту является одним из наиболее перспективных методов интенсификации добычи углеводородов и увеличения нефтеотдачи (газоотдачи) пластов из зон, недоступных другими методами повышения нефтеотдачи (газоотдачи) [2].

При рациональном использовании технологии бурения БС основную часть простаивающих скважин можно ввести в эксплуатацию и таким образом увеличить коэффициент охвата и ввести в разработку ранее недренируемые, застойные зоны пласта, тем самым увеличить срок службы ранее нерентабельных скважин [1].

С целью повышения эффективности извлечения запасов газа бурением боковых стволов на Ям-бургском месторождении рекомендуется скважина-кандидат 9262 на Харвутинской площади [3].

Скважина 9262 пробурена в 2007 г. на Хар-вутинской площади, с целью эксплуатации сеноманской газовой залежи. Ствол скважины субгоризонтальный. Альтитуда скважины 54,05 м. Пробуренный забой 1535 м (а.о. минус 1201,3 м). Кондуктор 245 мм спущен на глубину 550 м. Цемент поднят до устья. Эксплуатационная колонна 168 мм спущена на глубину 1357 м. Устье скважины оборудовано колонной головкой ОКК1 – 140-168х245 К1 ХЛ (Воронежский механический завод) и фонтанной арматурой АФ6-100х14 К1 ХЛ (Воронежский механический завод). Цементный мост установлен на глубине 1373 м. В скважине установлен фильтр диаметром 114 мм. Работы по освоению скважины 9262 начались 15.02.2007 г. и закончились 20.03.2007 г. Текущий забой в скважине отбит на глубине 1265 м от 21.08.2009. Скважина введена в эксплуатацию в ноябре 2007 г. cо средним дебитом 477 тыс. м³/сут. Через год работы средний дебит скважины снизился до 200 тыс. м³/сут. В сентябре 2009 г. скважина отключена по причине низкого дебита. В настоящее время скважина числится как бездействующая. Накопленный отбор газа из пласта скважиной по состоянию на 01.07.2013 г. составил 169,628 млн.м³. При проведении ГДИ (от 20.09.2009) получены параметры: Р зтр =9,10 МПа,

Q=126,4 тыс. м³/сут на диафрагме 8,7 мм; Р зтр =9,00 МПа, Q=192,1 тыс. м³/сут на диафрагме 10,85 мм; Р зтр =8,98 МПа, Q=250,3 тыс. м³/сут на диафрагме 12,64 мм; Р зтр =8,90 МПа, Q=343,8 тыс. м³/сут на диафрагме 15,0 мм. Пластовое давление на момент исследования Р пл =10,64 МПа. В январе 2007 г. по скважине проведены промыслово-геофизические исследования. По результатам ГИС работающими в скважине являются коллекторы пониженного качества при существующих рабочих депрессиях. В целом скважиной вскрыто 5,1 м эффективной газонасыщенной толщины. Средняя пористость коллекторов 26,6%, газонасыщенность 56,6%, проницаемость 20,3∙10^-3мкм². Начальные геологические запасы газа, подсчитанные на трехмерной геологической модели сеноманской залежи в зоне радиуса дренирования скважин куста 926, составили 6,06 млрд.м³. Таким образом, в скважине 9262 рекомендуется провести бурение бокового ствола с горизонтальным окончанием в западном направлении. Длина ствола по пласту 300 м с отходом 300 м от устья.

На рис. 1 представлены разрезы по параметру газонасыщенности и пористости.

Заключение. Зарезка боковых стволов позволяет вернуть в разработку скважины, которые по ряду геолого-технических условий не могли быть задействованы при выполнении обычных операций. Благодаря этой технологии в разработку введены ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы углеводородов, добыча которых ранее не представлялась возможной.

Боковой ствол предлагается провести по наиболее газонасыщенной зоне с повышенными ФЕС коллекторов в пределах верхней пачки пласта ПК1. Эффективная газонасыщенная толщина данной продуктивной пачки составляет 14 м и характеризуется пористостью до 30% и газонасыщенно-стью до 65%.