Опыт бурения многозабойных горизонтальных скважин для разработки нефтяных оторочек на примере Новопортовского месторождения

Д.А. Сугаипов, к.т.н., И.Ф. Рустамов (ПАО «Газпром нефть»), О.С. Ушмаев, д.т.н. (ООО «Газпромнефть-Развитие»), А.В. Овечкин, Д.Ю. Баженов, С.В. Пильник, Ф.А. Бурков (ООО «Газпромнефть-Ямал»)

Источник: Журнал «Нефтяное хозяйство»

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено на севере пова Ямал, в 30 км от побережья залива Обская губа (рис. 1). Это одно из крупных разрабатываемых нефтегазоконденсатных месторождений ЯНАО с геологическими запасами нефти около 700 млн. т и газа 270 млрд м3. Добыча нефти из первой добывающей скважины началась в августе 2012 г. Летом 2014 г. приступили к реализации программы эксплуатационного бурения и в 2016 г. – к промышленной полномасштабной разработке основных залежей. К 2020 г. добыча нефти здесь достигнет 6–9 млн т/год.
Основная часть запасов углеводородов сосредоточена в пластах нижнемеловых отложений (глубина около 1800 м), имеющих клиноформное строение, и в песчаных пластах тюменской свиты (глубина около 2000 м).
Коллекторами являются мелко-среднезернистые песчаники и алевролиты с линзовидными слоями глин и известняков. Средняя проницаемость коллекторов составляет (15–20)10-3 мкм2.
1.png

Рис. 1. Схема расположения Новопортовского месторождения на п-ове Ямал

Залежи нефти представлены главным образом нефтяными оторочками краевого и подстилающего типов с соотношением поровых объемов газовой шапки и нефтяной оторочки 1:1. Такие нефтяные оторочки являются одним из наиболее сложных объектов разработки: добывающие скважины быстро загазовываются и обводняются, добыча нефти очень быстро достигает предела рентабельности. Следствием является относительно невысокая накопленная добыча нефти и невысокий коэффициент извлечения нефти (КИН).
Начальная нефтенасыщенность оторочек изменяется от 0,55 до 0,65, что при остаточной нефтенасыщенности 0,3 не позволяет в должной мере увеличить коэффициент вытеснения за счет заводнения. Дальнейшая работа в этом направлении связана с закачкой газа и применением смешивающегося вытеснения, что даст эффект на более поздних стадиях разработки месторождения. Как показывают моделирование и анализ показателей эксплуатации месторожденийаналогов, на начальных стадиях больший эффект дают методы повышения коэффициента охвата, при этом ключевую роль играет увеличение длины и плотности горизонтальных стволов в пласте.

Результаты горизонтального бурения

На этапе проектирования разработки Новопортовского месторождения было принято решение о бурении горизонтальных скважин (ГС) с протяженностью ствола 1000–1500 м параллельно газонефтяному контакту (ГНК). Выбор оптимальной длины ствола обоснован результатами технико-экономического анализа. В2015–2017 гг. на месторождении было пробурено более 130 ГС. Средняя длина скважины и строительства приведены в таблице. Врезультате увеличения эффективности бурения достигнуто значительное снижение стоимости скважины (более 40 % за 2 года). В настоящее время ситуация близка к техническому пределу. Для повышения ценности актива запланирована программа перехода на технологии многозабойного бурения, которые позволят увеличить коэффициент охвата по пластам и продлить период стабильной добычи.

3.png

Результаты бурения многозабойных скважин (МЗС)

При планировании бурения МЗС на Новопортовском месторождении на первом этапе было принято решение бурить МЗС с открытым вторым стволом. Однако при бурении скв. 9156 с открытым боковым стволом было зафиксировано обрушение ствола при депрессии 7,4–9,0 МПа.
В 2016 г. Блоком бурения ООО «Газпромнефть-Ямал» была реализована простая и надежная технология за канчивания скважин TAML-1 (российской компании «Зэрс»). Все семь МЗС закончены бурением безаварийно и без превышения плановых сроков строительства скважин. Таким образом, несмотря на отсутствие герметичного соединения обоих стволов, 100%-ная безаварийность наряду с низкой стоимостью компоновки заканчивания и увеличением продуктивности скважин позволила значительно повысить эффективность бурения (рис. 2). Чистый дисконтированный доход (NPV) увеличился на 45 %.
2.png
Рис. 2. Суммарная длина горизонтальных стволов (в % показан прирост продуктивности МЗС относительно базовой технологии)

Перспективы развития технологии

В 2018–2020 гг. планируется увеличение числа обсаженных стволов и отклонение боковых стволов на максимально возможный угол. Дополнительно рассматривается возможность бурения МЗС на разные объекты разработки и отклонения стволов на угол 180° с доступом во все стволы и проведением многостадийного гидроразрыва пласта в стволах. Данные задачи могут быть решены только с применением технологии заканчивания TAML-4.
Успешная МЗС, заменяющая несколько традиционных скважин, может снизить общие затраты на бурение и заканчивание, а также увеличить продуктивность. Применение таких скважин способствует более эффективному управлению разработкой нефтяных оторочек, повышению КИН.

Выводы

1. В процессе разработки Новопортовского месторождения длина горизонтальных стволов скважин увеличилась от 1000 до 1500–2000 м, а после применения простой и надежной отечественной технологии бурения МЗС TAML-1 – до 4000 м (скв. 2116).
2. Использование технологии бурения МЗС при разработке нефтяных оторочек позволяет повысить коэффициент охвата.
3. Перспективы применения МЗС связаны с выработкой запасов подгазовых залежей объектов с низкой проницаемостью нефтяной части.
4. Применение российских технологий увеличило продуктивность скважин на 50 % и NPV на 45 %.

Возврат к списку