Малые боковые каналы с кислотной обработкой дали скважинам в выработанных карбонатах «вторую молодость»

Специалистам «Татнефти» удалось в три раза увеличить дебит нефти на старых скважинах благодаря бурению каналов малого диаметра с последующей их стимуляцией. 

Более половины остаточных запасов компании сосредоточены в карбонатных коллекторах. Их разработка осложняется естественными вертикальными трещинами, близким расположением водонасыщенных пластов и недостаточной эффективностью системы поддержания пластового давления (ППД).

«При классической разработке карбонатных объектов активно применяются методы интенсификации притока, в первую очередь кислотные обработки», — рассказал заместитель начальника по интенсификации притока отдела ГРП УГТМ Департамента разработки месторождений СП «Татнефть-Добыча» Ильдар МАНУРОВ.

Для решения этих задач широкомасштабное применение получили солянокислотные обработки. В последние годы распространились и более сложные селективные технологии. Такие, как циклические кислотные обработки с применением жидкостей-отклонителей и динамические матричные кислотные обработки (ДМКО).

Однако активное и неоднократное применение методов интенсификации несет высокие риски. Кроме того, при высокой кратности кислотных обработок снижается их результативность и продолжительность эффекта.

Значительная доля карбонатных объектов эксплуатируется с применением скважин с горизонтальным окончанием. Эти скважины эксплуатируются длительное время. Их продуктивность год от года снижается, и традиционные решения не позволяют рентабельно увеличивать её.

Поэтому специалисты «Татнефти» изучили опыт эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием в высоковыработанных карбонатных коллекторах. Бурение и стимуляция боковых каналов открывает возможность интенсификации притока из скважин с горизонтальным окончанием. Это позволяет повысить темпы отбора запасов на месторождениях «Татнефти» и увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН).

«Планируется дополнение технологии рядом решений, - отметил начальник управления по ремонту скважин и ПНП Фанзат ИСМАГИЛОВ. — Это управление в реальном времени компоновками бурения, увеличение отхода от основного ствола, вариации режимов стимуляции пластов, бурение с аэрацией. Оборудование и используемые материалы — полностью отечественные».

«На основании ретроспективного анализа изменений динамики пластовых и забойных давлений, дебитов нефти горизонтальных необсаженных скважин (ГС) выбирается наименее выработанный участок, — пояснил Мануров. — Для принятия решения используется весь массив данных. Основными являются показатели текущей нефтенасыщенности, распределение остаточных запасов вдоль горизонтального ствола и энергетического состояния участка в целом».

С учетом выработки запасов определяют направление бурения ствола малого диаметра (СМД), сам метод стимуляции, количество зон для обработки и удельный расход кислотных составов. Для этого используют симуляторы.

Далее спускается клин-отклонитель. С помощью установки, оборудованной гибкой трубой, бурится боковой канал. В процессе бурения проводится промежуточная инклинометрия, которая позволяет оптимизировать параметры каналов и снизить риски вскрытия водонасыщенных интервалов. Затем для очистки от загрязнений и обеспечения связи бокового канала с пластом вновь пробуренный канал обрабатывают оптимальными кислотными составами.

«Были опробованы различные приемы создания каналов: от нескольких каналов небольшой длины (30–50 метров) до единичных — длиной 100 метров, — разъяснил Ильдар Мануров. — Лучшие результаты показал метод создания более протяженных каналов длиной около 100 метров. Это позволяет обеспечить максимальный отход от выработанной зоны и увеличить зону дренирования скважины».

Важное значение имеет полноценная очистка каналов от частиц выбуренной породы с последующей интенсификацией. Технологии за три года прошли эволюцию от простых закачек кислоты в канал до селективного кислотного воздействия с применением специализированных надувных пакеров сверхмалого диаметра с возможностью раздельной многозонной обработки.

Благодаря этому дебит нефти увеличился на 90% и стал соответствовать показателям, которые отмечались при начале эксплуатации этих скважин. Новая технология вошла в реестр лучших практик «Татнефти» и растиражирована на 31 скважине компании.

В 2020 году ИА «Девон» сообщал, что компанией «Татнефть» получен патент на новый способ поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона. Бурение нескольких кустов скважин на Бавлинском месторождении подтвердило наличие нефтяных ловушек. Нефтесодержащие пласты в коллекторах карбонатного девона включают в себя сложные пласты и пропластки.

Кроме того, Информ-Девон писал, что в «Татнефти» испытали новую технологию эксплуатации уплотненной сетке скважин. Теперь добывать нефть на осложненных скважинах можно без насосно-компрессорных труб (НКТ).


ИА "Девон"