Опыт применения многоствольных скважин в пластах аллювиального генезиса Восточно-Мессохяского месторождения

Открытая в 80-х годах ХХ века Мессояхская группа нефтегазоконденсатных месторождений расположена на Гыданском п-ове, в Тазовском районе Ямало-Ненецкого автономного округа. Доказанные геологические запасы месторождений составляют 472 млн. т нефти и газового конденсата. Освоению богатейших нефтеносных участков изначально препятствовала транспортно-промышленная автономия территории: ближайший крупный населенный пункт, г. Новый Уренгой, находится в 340 км к югу от промысла, ближайшая транспортная точка, пос. Тазовский, в 146 км (рис. 1). Проект получил импульс к активному развитию лишь спустя 30 лет после открытия месторождений, когда в 2010 г. Правительство РФ утвердило «Программу комплексного освоения месторождений ЯНАО и севера Красноярского края до 2020 года». Реализация программы предусматривала строительство ветки нефтепровода Заполярье – Пурпе как части магистральной нефтепроводной сети ПАО «Транснефть». Геологические особенности месторождения требовали нетиповых подходов к разработке месторождения – на первых этапах точечных решений, а впоследствии повсеместного внедрения наиболее эффективных из них. Одной из ключевых задач начального этапа разработки Восточно-Мессояхского месторождения стала эффективная реализация программы эксплуатационного бурения, в том числе выбор оптимальной конструкции скважины, достижение плановых начальных показателей эксплуатации, снижение стоимости строительства скважин. Принятый план разработки предполагал бурение горизонтальных скважин (ГС) с длиной горизонтального участка от 600 до 1200 м, которые показали высокую эффективность при разбуривании литологически однородных участков пласта ПК1-3 [1]. Однако при бурении в более расчлененном разрезе ГС не обеспечивали оптимального охвата пласта. Для повышения эффективности разработки были проведены опытно-промышленные работы (ОПР) по бурению многоствольных скважин различной конструкции.

1.png
Рис. 1. Расположение Мессояхской группы месторождений

Накопленный отраслевой опыт [2, 3] не может быть прямым образом применен к Восточно-Мессояхскому месторождению. Отличительными особенностями работ на данном месторождении являются сложности геонавигации боковых стволов в континентальной обстановке осадконакопления и обеспечения их устойчивости; близость водо- и газонефтяного (ГНК) контактов.
В статье рассмотрены геологические особенности основного объекта разработки Восточно-Мессояхского месторождения – пласта ПК1-3, подходы к проведению ОПР и результаты эксплуатации многоствольных скважин.

Геологические особенности

Основной объект разработки Восточно-Мессояхского месторождения – пласт ПК1-3, приуроченный к альб-сеноманской части покурской свиты, – представлен сложным комплексом пород, которые характеризуются чередованием песков, алевролитов и глин, сформированных в речных и дельтовых условиях. Резкое изменение литологических границ, характерное для континентальных фаций, обусловливает высокую неоднородность разреза, как латеральную, так и вертикальную. В пределах объекта выделены три седиментологических цикла (А, В, С), каждый из которых характеризуется своей степенью неоднородности и качеством коллектора (рис. 2).

2.png

Рис. 2. Степень неоднородности и качество коллектора ПК1-3
(NTG – песчанистость; PORO – пористость)

Технологическая схема разработки месторождения предполагает рядную систему ГС с соотношением числа нагнетательных и добывающих скважин 1:2. На начальных этапах разработки месторождения применялись различные стратегии бурения. Однако наибольшую эффективность показало бурение ГС отдельно на каждый циклит с использованием проактивной геонавигации. В соответствии с этой стратегией началось полномасштабное разбуривание наиболее продуктивной части разреза – русловых фаций циклита С, преимущественно в чисто нефтяной зоне. Бурение ГС в приконтактной части разреза способствовало быстрому подтягиванию контура ВНК и резкому росту обводненности продукции. При переходе к бурению в более расчлененной части разреза (циклиты А и В) стандартные ГС также не обеспечивали требуемой эффективности. При этом в циклитах А и В сконцентрировано более 70 % всех запасов пласта ПК1-3, что обусловило необходимость поиска эффективных технологий для разработки этой части залежи.

Подбор оптимальной технологии

В мировой практике одним из способов вовлечения в разработку высокорасчлененных коллекторов является многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП). Однако на Восточно-Мессояхском месторождении положение флюидоконтактов характеризуется высокой степенью неопределенности, а следовательно, велик риск прорыва трещины ГРП за пределы чисто нефтяной зоны. В связи с этим была предложена технология бурения многозабойных скважин (МЗС). В качестве технического предела, достижение которого позволит создать необходимую вариативность технологии, была установлена многоствольная скважина с возможностью бурения до 10 обсаживаемых стволов. Как показывают гидродинамические расчеты, большее число стволов существенно снижает (ниже рентабельного) удельный показатель «добыча на ствол». На начальном этапе для соблюдения принципа «от простого к сложному» многоствольные скважины были разделены на два типа:
– обсаживаемая двуствольная скважина с сопоставимыми длинами горизонтальных секций (МСС);
– скважина с одним обсаженным стволом и несколькими необсаженными ответвлениями с кратно меньшей длиной ответвлений по сравнению с основным стволом (fishbone).
На этапе ОПР наиболее проблематичной технологической операцией при бурении МЗС в условиях пласта ПК1-3 является зарезка второго и последующих стволов. Бурение горизонтальных секций скважин осуществляется с использованием роторной управляемой системы, в составе которой имеется невращающаяся муфта. В момент срезки антиротационные лопатки упираются в стенки скважины, происходят создание и углубление уступа. Через 7–8 м бурения муфта заходит в расширенный ствол (рис. 3), пропадает необходимый контакт со стенками скважины, и муфта начинает проворачиваться вместе со всей колонной. В слабоконсолидированном песчанике антиротационные лопатки склонны к провороту не после срезки и выхода в новый ствол, а во время наработки уступа, что приводит к неуспешным операциям [4]. В первых скважинах время зарезки достигало 3 сут, что существенно увеличивало продолжительность цикла строительства скважин. По мере накопления опыта и выработки критериев удалось не только добиться стабильно успешных результатов, но и существенно сократить затрачиваемое время – в среднем с 30–35 до 10–12 ч.

3.png
Рис. 3. Зарезка дополнительного ствола

С целью сравнения показателей эксплуатации МЗС и одноствольных ГС проведен анализ начальной продуктивности и темпов ее снижения. С учетом высокой неоднородности месторождения и небольшого числа пробуренных МЗС для получения представительной выборки рассматривались два типа разреза: пойменный (средняя проницаемость по стволам менее 0,9мкм2) и русловый (более 0,900мкм2). Анализ проводился в сравнении с одноствольными ГС, пробуренными в сопоставимых геологических условиях. Начальные параметры свидетельствуют о приросте продуктивности (до 60 %) при переходе от одноствольных скважин к многоствольным (рис. 4). Анализ темпов падения продуктивности показал, что за первый год эксплуатации фактическая интенсивность снижения продуктивности МЗС выше, чем в одноствольных ГС (до 25 %). Наиболее вероятной причиной подобной динамики продуктивности МЗС является осыпание необсаженных стволов.

4.png
Рис. 4. Зависимость начальной продуктивности от проницаемо-
сти при различных типах заканчивания

Таким образом, анализ показал, что наиболее негативно на добычу МЗС влияет темп снижения продуктивности. Дальнейшие мероприятия должны быть направлены на минимализацию этого влияния, в частности, рекомендованы увеличение числа ответвлений и выполнение обсадки каждого дополнительного ствола.
Важной задачей является достижение максимальной экономической эффективности бурения МЗС. Стоимость строительства МЗС можно условно разделить на стоимость базовой скважины и стоимость дополнительных стволов (узел соединения – уровень заканчивания, срезка, углубление, обсадка).
В настоящее время большинство пробуренных на Восточно-Мессояхском месторождении дополнительных стволов являются необсаженными с уровнем заканчивания TAML-2. Таким образом, наибольший вклад в суммарные затраты по скважине вносят стоимость базовой скважины и стоимость срезки. Снижение стоимости операций позволило практически в 2 раза сократить затраты на бурение наиболее сложного типа скважин – fishbone, даже при увеличении числа дополнительных стволов. Мероприятия, направленные на приращение добычи (увеличение числа стволов и обсадка каждого из них), неизбежно приводят к росту затрат. В связи с этим для повышения экономической эффективности требуется оптимизация уровня технологий в каждой конкретной ситуации. При переходе к бурению обсаженных МЗС ключевым является вопрос числа стыков и технологии выполнения узла соединения. При усложнении уровня заканчивания стоимость стыка растет в геометрической прогрессии: например, стоимость соединения типа TAML-1 определяется только временем срезки и не превышает 3 млн руб., а стоимость трех соединений уровня TAML-3 превышает все остальные затраты на строительство скважины. К настоящему времени оптимальное сочленение не подобрано, поэтому за базовую принята конструкция уровня TAML-2. Ее недостатком является теоретическая возможность повышенного выноса песка. Поэтому параллельно начата реализация проекта по строительству скважины с соединениями уровня TAML-3, который позволит минимизировать риски выноса механических примесей. Для подбора оптимальной технологии разработана матрица выбора типа заканчивания в зависимости от геологических условий (см. таблицу).

5.png

Основными критериями являются выдержанность песчаного тела, наличие флюидоконтактов и расстояние до них. Выдержанные маломощные песчаные тела, не связанные с газовой и водяной частями, на каждое из которых бурение одноствольной скважины неэффективно, разбуриваются двуствольными скважинами (МСС). Высокорасчлененный циклит В с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, содержащий значительное количество запасов, разбуривается скважинами fishbone. Приконтакная часть высокосвязанного коллектора циклита С также разбуривается скважинами fishboneдля максимизации контура дренирования. Экономическая эффективность бурения МЗС даже при текущей стоимости строительства превышает экономическую эффективность бурения стандартных ГС: прирост NPV для русловой части разреза составляет около 25 %, для пойменной – 45 %.

Выводы

1. Геологические условия Восточно-Мессояхского месторождения располагают к полномасштабному тиражированию технологий бурения многоствольных скважин. Оцениваемый объем тиражирования – более 160 скважин типа fishbone/МСС при общем фонде 650 скважин.
2. По мере ухудшения качества запасов для сохранения достигнутого уровня экономической эффективности необходимо увеличивать число стволов и выполнить их обсаживание для достижения целевых значений темпов снижения продуктивности и накопленной добычи при минимальном увеличении затрат.

Список литературы

1. Определение оптимального типа заканчивания горизонтальной скважины и способа вывода ее на режим на примере разработки пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения /Е.В. Загребельный, М.Е. Мартынов, С.В. Кузнецов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 5. – С. 40–43.
2. Заикин И.П., Кемпф К.В., Шкарин Д.В. Опыт строительства многоствольной скважины в АО «Зарубежнефть» // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 21–24.
3. Опыт строительства многоствольных скважин / Н.А. Лядова, С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 3. – C. 58–60.
4. Анализ применения роторной управляемой системы при проведении зарезок в открытом стволе в многозабойных скважинах «рыбья кость» на Восточно-Мессояхском месторождении / А.Е. Воронин [и др.] // SPE 187702-RU. – 2017.

References

1. Zagrebel'nyy E.V., Martynov M.E., Kuznetsov S.V., Kovalenko I.V., Nartymov V.S., Ovcharenko Yu.V., Determination of the optimum type of completion and method of outputting horizontal well on the regime on the example of the layer Pk1-3 of Vostochno-Messoyakhskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 5, pp. 40–43.
2. Zaikin I.P., Kempf K.V., Shkarin D.V., Experience in constructing a multilateral well in Zarubezhneft JSC(In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2017, no. 8, pp. 21–24.
3. Lyadova N.A., Il'yasov S.E., Okromelidze G.V. et al., The experience of design and construction of a multihole wells (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2014, no. 3, pp. 58–60.
4. Voronin A.E. et al., An analysis of rotary steerable systems for sidetracking in open hole fishbone multilateral wells in Vostochno-Messoyakhskoye field (InRuss.), SPE 187702-RU, 2017.

Возврат к списку