Опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть»

Опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть»

Раис Хисамов, д.т.н., ОАО «Татнефть»

В последнее время на многих месторождениях прогнозируемые по фактическим данным коэффициенты нефтеотдачи при реализуемой системе разработки и технологии эксплуатации скважин заметно ниже запроектированных величин. Достижение запроектированных коэффициентов нефтеотдачи требует неотложного проведения эффективных мероприятий с одновременным контролем выработки оставшихся запасов нефти. Это подразумевает применение наряду с традиционными гидродинамическими МУН также и так называемых «горизонтальных» технологий разработки.

Практика показывает, что действенными путями достижения запроектированных величин коэффициента нефтеотдачи сегодня является бурение и эксплуатация скважин сложной архитектуры — горизонтальных (ГС), многозабойных (МГС), разветвленных горизонтальных (РГС) и др., а также реанимация неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных вторых, в частном случае, боковых стволов с горизонтальным окончанием (БГС).

Первые семь ГС на территории Татарстана пробурены в 1976-78 гг. на Тавельском и Сиреневском месторождениях (НГДУ «Ямашнефть») на кизеловский горизонт турнейского яруса. При этом были достигнуты достаточно высокие технико-экономические результаты. В частности, две ГС (№№ 1918,1947) на Западно-Сиреневском участке до сих пор успешно функционируют, третья переведена в нагнетательный фонд.

На 01.09.2003 г. в Татарстане построено около 300 ГС, 96 БГС и 184 боковых стволов (БС). За 2003 год всего построено 47 ГС, 22 БГС и 25 БС (рис. 1).



Характеристика объектов заложения ГС и БГС

Разработка залежей нефти с применением бурения ГС ведется на залежах, приуроченных к стратиграфическим объектам, имеющим достаточно высокие значения этажей нефтеносности или толщину продуктивного пласта. Этот параметр является одним из основных критериев выбора участков для размещения ГС при проектировании систем разработки.

В Татарстане разработка залежей нефти с применением бурения ГС ведется на карбонатных отложениях, имеющих достаточно высокие значения толщин, башкирского, серпуховского, турнейского, заволжского, данково-лебедянского возрастов, и терригенных отложениях бобриковско-радаевского возраста. Рраспределение пробуренного фонда ГС (на 01.09.2003 г.) представлено на рис. 2.



Самым нижним объектом эксплуатации, разрабатываемым с применением бурения ГС, являются карбонатные отложения данково-лебедянского возраста. Залежи нефти контролируются положительными структурами в основном биогермного типа. Сложены они известняками, которые по своим структурно-генетическим особенностям подразделяются на хемогенные (зернистые), сгустковые и органогенно-детритовые [1].

Характерным для пород данково-лебедянского возраста является:

интенсивное развитие процессов перекристаллизации, обуславливающих их низкие емкостно-фильтрационные свойства; 

известняки обладают значительной трещиноватостью, кавернозностью за счет процессов выщелачивания; 

по своим емкостно-фильтрационным характеристикам (ЕФХ) коллекторы относятся к типам порово-трещинных и кавернозно-порово-трещинных. 

На территории Татарстана породы заволжского горизонта нефтеносны на отдельных участках, в основном, где залежи нефти контролируются высокоамплитудными биогермными поднятиями. На большей же части территории они водонасыщенны. Как правило, нефтеносны два верхних пласта-коллектора из четырех, выделяемых в разрезе и утвержденных стандартом. В перспективе эти отложения могут разрабатываться ГС, при условии наличия как нефтенасыщенных толщин (НТ), так и достаточно значительных площадей нефтеносности с целью соблюдения критерия расстояния ГС от контура нефтеносности в плане. На эти отложения пробурены три ГС на Чегодайском месторождении. Покрышкой для залежей нефти в отложениях заволжского горизонта является пачка известняков, залегающая в кровле разреза. 

Выше залегают карбонатные отложения турнейского яруса, на которые к настоящему времени пробурено 163 ГС, что составляет 62,2% от общего фонда ГС. В разрезе турнейского яруса выделяются четыре продуктивных горизонта (сверху вниз): кизеловский (С1кз), черепетский (С1чр), упинский (С1уп) и малевский (С1мл). К ним, соответственно, относятся пласты-коллекторы, индексируемые на некоторых промыслах по старой схеме (снизу вверх), таких как В1, В2, В3 и В4. Они разделены друг от друга уплотненными пачками известняков толщиной от 1 до 7 м, являющимися внутриформационными реперами: С12, С13 и С14. Покрышкой служат глины малиновского возраста. Практически повсеместное распространение получили коллекторы верхнего горизонта турнейского яруса (С1кз). Почти на всей территории Татарстана, где не отмечено перерыва в осадконакоплении и гипсометрически они расположены выше ВНК, эти отложения нефтеносны.

Структурно-генетические разности известняков, слагающих разрез турнейского яруса, по своим ЕФХ четко подразделяются на коллекторы и неколлекторы.

По разрезу турнейского яруса можно сделать следующие выводы: 

— породы, сложенные комковатыми, сгустково-детритовыми известняками и «раковинными песчаниками», составляют продуктивную нефтесодержащую часть разреза турнейского яруса, сложенные шламово-детритовыми, фораминиферово-сгустковыми известняками и доломитами — уплотненную часть, не содержащую промышленных скоплений нефти; 

— каждая из структурно-генетических разностей, слагающая породы турнейского яруса, обладает специфическими, только ей присущими, петрофизическими свойствами, обуславливающими ЕФХ по разрезу; 

— присутствие нескольких структурно-генетических разностей обусловило вертикальную и зональную неоднородность разреза этих отложений; 

— содержание плотных разностей увеличивается кратно увеличению с запада на восток; 

— покрышкой для продуктивных отложений турнейского яруса служат глины малиновского надгоризонта.

Следующим вышележащим объектом, разработка которого ведется с применением бурения ГС, являются терригенные отложения бобриковско-радаевского возраста (27 ГС). Они сложены песчаниками, в разной степени отсортированными, алевритистыми, и алевролитами, чаще крупнозернистыми. Породы характеризуются мономинеральным кварцевым составом (кварц — 95-99%). 

Кроме выделенных литологических типов коллекторов бобриковско-радаевская терригенная толща слагается аргиллитами и углисто-глинистыми сланцами, которые представляют интервалы перемычек между пластами-коллекторами и покрышками. Изменение толщины терригенных пород разреза рассматриваемой толщи обусловлено фациальным изменением и стратиграфической полнотой. По стратиграфической полноте разреза можно выделить в пределах Татарстана следующие подтипы, сочетающие одно-, двух- и разновозрастные отложения:

елховско-радаевско-бобриковские; 

елховско-бобриковские; 

елховско-радаевские; 

радаевско-бобриковские. 

Таким образом, переслаивание всех разностей пород, различная стратиграфическая полнота разреза и, как следствие, изменение толщины продуктивных горизонтов и пластов-коллекторов, а также фациальная изменчивость, невыдержанность пластов как по площади, так и по разрезу, обусловили трудности в расчленении и индексации и выделении объектов разработки. В пределах рассматриваемой терригенной толщи при полном стратиграфическом разрезе выделяются (сверху вниз) пласты-коллекторы, индексируемые как С1бр-4, С1бр-З, С1бр-2 и С1бр-1.

Терригенный комплекс бобриковско-радаевского возраста характеризуется сложным строением:

высокой фациальной изменчивостью; 

большой разновидностью форм залегания; 

наличием от одного до нескольких пористо-проницаемых прослоев, пластов; 

значительным изменением толщин, особенно во врезовых зонах; 

наличием большого количества слияний продуктивных пропластков и пластов; 

преимущественно хорошей гидродинамической связью пропластков и пластов; 

отсутствием надежных покрышек. 

В этой связи ГС располагаются в основном в зонах эрозионных врезов и в зонах развития I типа разреза, причем критерий наличия достаточно значительных продуктивных толщин необходимо особенно соблюдать в водоплавающих и пластово-сводовых залежах с водонефтяными зонами. Это продиктовано необходимостью увеличения безводного режима эксплуатации ГС путем соблюдения критерия расстояния от нижней точки условно-горизонтального ствола (УГС) до ВНК — 2-3 м. ГС не проектируется там, где объект имеет высокую расчлененность и небольшие НТ пород объекта эксплуатации при наличии плотных перемычек значительной толщины (2,0-3,0 м). 

Нефтенасыщенные коллекторы карбонатной толщи башкирско-серпуховского возраста, залегающие в среднем на 300 м выше по разрезу, развиты в юго-западной части Ромашкинского месторождения и на месторождениях, расположенных на северном, северо-восточном, западном склонах Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины. Продуктивные отложения башкирско-серпуховского возраста среднего карбона в пределах Республики Татарстан сложены известняками и доломитами. К настоящему времени на данные отложения пробурено 68 ГС, что составляет 26% от общего фонда ГС.

Изменения ЕФХ свойств в известняках башкирско-серпуховского возраста зависят от интенсивности вторичных процессов: 

— перекристаллизации, выщелачивания, сульфатизации и развития трещиноватости;

— лучшими ЕФХ обладают зернистые, комковато-сгустковые и органогенно-детритовые структурные разности известняков; 

— улучшению ЕФХ способствуют процессы перекристаллизации, выщелачивания, трещиноватости, иногда стиллолитизации; 

— кальцитизация, сульфатизация и содержание глинистого материала ведут к ухудшению ЕФХ и полной изоляции пор; 

— эффективной емкостью служат поры каверн и системы трещин;

— наиболее эффективные ЕФХ приурочены к разуплотненным макро- и микротрещиноватым участкам; 

— известняки неоднородны по разрезу и площади; улучшение коллекторских свойств происходит сверху вниз.

В табл. 1 представлена краткая литолого-петрографическая характеристика нефтевмещающих пород продуктивных пластов, влияющих на добывные возможности ГС.

Табл. 1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Республики Татарстан

Параметры

Башкирский

Бобриковский

Турнейский

Данково-Лебедянский

Количество месторождений/скв, шт.

5/68

7/27

18/163

1/4

Cредняя глубина залегания,м

886

1288

1164

1310

Тип залежи

массивный

пласт.-свод.

массивный

пласт.-свод.

Тип коллектора

пор.-трещин, кавернозный

литол. огр., поровый

порово-трещинный

порово-трещинный

Cредняя общая толщина, м

20,00

14,00

31,15

7,10

Средняя нефтенасыщенная толщина, м 

6,10

7,04

9,77

5,10

Пористость, %

14,42

24,30

12,67

7,00

Средняя нефтенасыщенность, доли ед.

0,79

0,86

0,69

0,65

Проницаемость, мкм2

0,13

0,91

0,12

0,03

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0,43

0,58

0,52

0,52

Коэффициент расчлененности, доли ед.

5,00

2,33

5,72

2,05

Начальная пластовая температура, °С

22,25

25,29

25,03

25,00

Начальное пластовое давление, МПа

8,72

13,16

11,26

13,10

Вязкость нефти в пластовых условиях, МПа.с

89,72

91,41

35,62

70,80

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3

0,90

0,89

0,88

0,91

Объемный коэффициент нефти, доли ед.

1,03

1,04

1,05

1,04

Давление насыщения нефти газом, МПа

2,98

3,82

3,94

1,60

Газосодержание нефти, м3/т

2,34

11,37

17,66

12,40

Вязкость воды в пластовых условиях, МПа.с

1,50

1,67

1,72

1,70

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3

1,14

1,16

1,45

1,17

Таким образом, сложнопостроенность месторождений Республики Татарстан определяют следующие факторы: 

многопластовость; 

многозалежность; 

высокая неоднородность по площади и разрезу; 

различные формы залегания продуктивных объектов; 

разнотипность строения залежей нефти; 

присутствие нескольких структурно-генетических разностей известняков в карбонатных породах; 

разнотипность разрезов терригенной толщи бобриковско-радаевско-елховского времени нижнего карбона; 

выделение в терригенных породах нижнего карбона нескольких литотипов, различающихся по гранулометрическому составу, которые определяют выбор и возможность размещения ГС. 

Весь пробуренный и проектный фонд скважин с УГУС можно распределить в пределах старых разрабатываемых площадей и залежей, новых залежей с фондом, пробуренным на нижележащий объект эксплуатации и новых залежей, вскрытых одной или несколькими разведочными скважинами.

Анализ эффективности ГС 

На рис. 3 представлено распределение средней длины ГС по продуктивным горизонтам. Средняя длина по всем 262 ГС составляет 257 м.



На рис. 4 представлено распределение среднего начального дебита по 183 ГС.



Общий средний текущий дебит нефти ГС превышает дебит нефти ВС в 1,4 раза. В т.ч. турнейские — в 1,3 раза, бобриковские — в 2,3 раза, данково-лебедянские — в 1,6 раза), в отличие от начального, когда превышение составляет 2 и более раз.

Наибольшей добычей нефти отличаются ГС бобриковских отложений. Накопленная добыча нефти, например, по ГС №5826 Пионерского месторождения НГДУ «Нурлатнефть» на 1.01.2002 г. составляет 132,629 тыс. т, по ГС № 4151 Бурейкинского месторождения этого же НГДУ 46,047 тыс. т. 

Как видно из рис. 5 ГС №1947 и ГС № 1918 Сиреневского месторождения, по которым накопленная добыча нефти 47,7 и 51,4 тыс. т, средний дебит нефти за весь срок эксплуатации 5,7 и 6,1 т/сут. и обводненность продукции 21,2 и 14,5% соответственно [3].



С накопленной добычей нефти более 20 тыс. т есть ГС и на Онбийском месторождении НГДУ «Татекс» (№№ 11461, 11463), на Соколкинском месторождении СМП-нефтегаз (№№ 2870, 3024), на Ашальчинском месторождении НГДУ «Татнефтебитум» (№ 4752), в НГДУ «Чишманефть» (№ 10364).

По распределению текущего дебита нефти видно, что более половины фонда ГС (60%) работают с дебитом нефти до 5 т/сут., 40% ГС работают с дебитом нефти больше 5 т/сут. (рис. 6). 



Из рис. 7 видно, что с обводненностью продукции до 20% работает почти 13% ГС, а с обводненностью продукции от 20% до 50% — 15% ГС и более 50% — 72% ГС.



Анализ среднего дебита нефти и обводненности показывает, что при общей средней длине УГУС 257 м дебит составляет 7 т/сут., а по карбонатным залежам — 4 т/сут. и по терригенным залежам (бобриковские ГС) — до 28 т/сут. Обводненность держится на уровне 30-40%.

Как известно, объективным показателем, отражающим качество ствола, является доля нефтенасыщенных коллекторов в общей длине ствола, а не сама общая длина ствола. В связи с этим по длине ствола ГС выявить зависимость дебита нефти от нее представляется проблематичным. Бобриковские ГС в силу геологических особенностей (НТ, тип коллектора, свойства нефти) имеют самый короткий ствол горизонтального участка, составляя в среднем 159 м, но дебиты нефти, как начальный так и текущий, самые высокие (23,2 и 27,1 т/сут.).

Основные критерии обоснования бурения ГС 

В ОАО «Татнефть» в результате обобщения более 25-тилетнего опыта бурения и эксплуатации около 300 ГС и 10 МЗС обоснован комплекс основных критериев эффективности их бурения на неоднородных многопластовых месторождениях.

Одним из основных является то, что минимальные значения эффективной НТ продуктивных пластов не должны быть ниже технических возможностей бурения с использованием существующего оборудования, при этом величина извлекаемых запасов на скважину — не ниже рентабельных.

Выбор направления бурения горизонтальных стволов производится с учетом геолого-промысловых характеристик и истории функционирования соседних скважин, в частности [2]:

размещение горизонтального ствола в приконтурных зонах рекомендуется производить параллельно контуру нефтеносности или границе раздела «нефть-вытесняющий агент», преимущественно параллельно большой оси структуры; 

при наличии ВНЗ или газонефтяных контактов для исключения преждевременного прорыва воды или газа горизонтальные стволы следует размещать как можно дальше от них (при одновременном учете возможности «вылета» условно-горизонтального ствола за пределы продуктивного пласта); 

при анизотропии поля проницаемости горизонтальный участок ствола располагать ортогонально плоскости максимальной проводимости пласта, т.е. по направлению меньшей проницаемости; 

в пластах с трещинами большой размерности, связанными с водоносной частью пласта, необходимо минимизировать вероятность пересечения каналов притока пластовой воды; 

ГС рекомендуется располагать по самым длинным путям движения потоков жидкости с учетом развития системы заводнения в процессе разработки; 

длину горизонтального ствола в многопластовых залежах устанавливают в пластах прямо пропорционально извлекаемым запасам; 

значительные длины ГС (более 100-150 м) рекомендуются в условиях выраженной трещиноватости или линзовидном строении коллектора. 

В практике бурения ГС в Татарстане соблюдается требование, вытекающее из геологического строения объектов разработки. В частности — для массивных залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах турнейского и башкирского ярусов горизонтальный ствол должен быть расположен не ближе 8-10 м до ВНК, а максимальная часть его длины должна пройти в высокопроницаемом интервале разреза. В отложениях башкирского яруса данный интервал приурочен, как правило, к нижней его пачке, а в турнейском ярусе — к породам упино-малевского и отчасти кизеловского горизонтов (прикровельные участки разрезов, как правило, в пределах 3-5 метров представлены плотными известняками).

Другое технологическое требование — допустимый коридор при бурении горизонтального ствола составляет 3 м для бесконтактных зон и 6 м — для зон с ВНК. Поэтому эффективная НТ вскрываемого ГС пласта должна быть не менее этой величины.

Важно также соблюдение экономического критерия — ГС имеет смысл бурить только тогда, когда это приносит реальный экономический эффект. Если на данном объекте традиционные ВС дают хорошие результаты, то нет необходимости в бурении ГС. Если же применение ГС увеличивает дебиты и суммарный отбор в два и более раз — тогда бурение ГС, как правило, рентабельно. 

С учетом изложенных критериев и геологических особенностей в Татарстане выделены следующие основные стратиграфические объекты для бурения ГС:

в карбонатах — турнейский ярус, башкирский ярус, данково-лебедянский горизонт; 

в песчаниках — горизонт Д1, бобриковский горизонт (в основном во врезах). 

Необходимым условием успешного применения ГС является организация эффективности системы заводнения для конкретных геологических условий с учетом размещения горизонтальных стволов в пространстве.

Наибольшее разнообразие размещения ГС достигается на месторождениях с искусственной системой заводнения, начиная с площадных (классические обращенные пяти-, семи-, девятиточечные системы), модифицированных под размещение ГС, и рядных (одно-, трех- и пятирядных) с полной или частичной заменой добывающих ВС их горизонтальными вариантами. Для условий залежей с низкой проницаемостью коллектора или с обширными ВНЗ наиболее приемлемо применение более жестких площадных или однорядных систем заводнения с ГС [2]. 

Перспективы и проблемы проектирования ГС И МЗС 

Перспективными и проблемными в области проектирования и строительства ГС и МЗС остаются направления:

— геологическое обоснование ГС и МЗС следует производить с учетом зон возможных осложнений как при строительстве, так и при эксплуатации, необходимости оперативного управления профилем всей скважины, особенно в продуктивном пласте. Это предусматривает широкое использование трехмерной сейсморазведки, других современных геофизических средств, компьютерную обработку геофизических и других телеметрических данных;

— проектирование МЗС с применением современных программных продуктов, в частности «Лэндмарк Графикс», с использованием трехмерных геологических моделей и других наработок;

— строительство ГС и МЗС на пашийские отложения, сдерживаемые проблемой прохождения обваливающихся кыновских глин под зенитным углом более 65°. Здесь имеется несколько реальных путей решения этой проблемы: использование специальных буровых растворов, бурение ГС, БГС с малым радиусом искривления, которое обеспечивает быстрое и точное попадание даже в пласты малой толщины, применение профильных летучек, бурение при помощи электробуров с целью снижения скорости течения буровых растворов;

— широкое использование гибких колонн НКТ на всем цикле строительства, исследования и эксплуатации ГС и БГС, применение долот с поликристаллическим синтетическим алмазным вооружением. Следует отметить, что проходка на трехшарошечное отечественное долото составляет 35-45 м, на долото СП «Удол» — 850-900 м;

— разработка и подбор эффективных рецептур буровых растворов с различными свойствами, т.е расширить перечень рекомендуемых растоворов с учетом мировых достижений;

— использование режима депрессии при вскрытии продуктивных пластов с применением гибких труб по технологии, в частности, компании «Фракмастер»;

— совершенствование оборудования условно-горизонтального участка ствола скважины с целью обеспечения отбора минимального объема попутной воды с применением, к примеру, технических средств типа КРР-146 (разработка «Тяжпрессмаш»), управляемых пакеров современной конструкции, позволяющих исключить из эксплуатации обводнившиеся интервалы ствола;

— переход на бурение на обсадных трубах, что позволит улучшить технико-экономические показатели строительства скважин не менее чем на 30%. Технология бурения скважин на обсадных трубах в последнее время получает широкое распространение. Она решает наиболее трудные проблемы строительства скважин в сложных геологических условиях (обвалообразования, ухода бурового раствора и др.);

— использование ГС и МЗС в качестве нагнетательных в определенных геологических условиях, в частности при разработке продуктивных пластов, характеризующихся низкой проницаемостью.;

— ближайшей задачей при применении горизонтальной технологии являются освоение технологии бурения и всемерное снижение стоимости строительства, совершенствование первичного и вторичного вскрытия ГС, особенно в случае их применения на терригенные отложения девона и карбонатные отложения верхних горизонтов месторождений Татарстана.

До настоящего времени потенциал горизонтальной технологии разработки в республике используется далеко в не достаточной степени. Очевидно, необходимо провести дальнейшее совершенствование организации процесса проектирования, строительства, эксплуатации ГС, непрерывного мониторинга функционирования системы разработки с применением горизонтальной технологии.

В настоящее время в ОАО «Татнефть» предложен и опробован ряд разработок, основанных на существующей технике, разработана отечественная технология строительства, в частности технология бурения МЗС. 

С целью изучения проблемы устойчивости точки стыка со стволом, аварий боковых стволов, неудачного цементирования и заканчивания, выноса песка и водопроявления необходимо провести тщательный анализ данных эксплуатации и процесса бурения МЗС. Разветвленные стволы бурятся долотами различных диаметров (120,6 мм и 144 мм) и различной протяженности, что обеспечивает «попадание» в них при геофизических и ремонтных работах. При строительстве МЗС неустойчивые породы перекрываются 6" эксплуатационной колонной. 

Распределение 10 эксплуатируемых на 11.2003 г. МЗС по 4 НГДУ ОАО «Татнефть» представлено в табл. 2.

Табл. 2. Распределение технологических показателей МЗС по НГДУ и по продуктивным горизонтам

№ пп

НГДУ

кол-во

горизонт, ярус

дебит жидкости, т/сут.

дебит нефти, т/сут.

обводненность, %

1

Альметьевнефть

2

турнейский

10,8

8,7

16,2

2

Елховнефть

1

турнейский

8,1

8,1

0,0

3

Иркеннефть

1

Бобриковский

6,7

2,5

64,5

4

Азнакаевскнефть

6

Бобриковский

29,8

24,8

20,0

Из десяти МЗС три пробурены в конце 90-х годов на отложения турнейского яруса, где УГУС проведены по одному проектному азимуту и разведены по вертикали от 4 до 12 м. Оба ствола у скважин турнейского яруса пробурены диаметром 139,7 мм и имеют открытый забой.

Из семи скважин, пробуренных на продуктивные отложения бобриковского горизонта, УГУС имеют разницу по вертикали от 1,5 до 2 м и разведены по азимуту. Длина УГУС составляет от 80 до 470 м, причем забои разведены от 50 до 150 м. Первый ствол у скважин бобриковского горизонта пробурен диаметром 120,6 мм, а второй ствол — 144 мм, причем оба ствола имеют открытый забой.

На рис. 8 приведен фактический профиль МЗС 8802 «РГ», пробуренный на кизеловский (1 ствол) и упино-малевский (2 ствол) отложения Ново-Елховского нефтяного месторождения.



На 11.2003 г. средние значения дебитов жидкости, нефти и обводненности по всем 10 МЗС составили 20,5 т/сут., 17,6 т/сут., 21,7% соответственно.

По МЗС турнейского яруса дебит жидкости равняется 9,9 т/сут., дебит нефти — 8,5 т/сут., а обводненность 10,8%.

По МЗС бобриковского горизонта дебит жидкости составил 26,8 т/сут., дебит нефти — 21,6 т/сут., а обводненность — 26,3%.

В ОАО «Татнефть» при переходе на двухэтапный цикл строительства продолжительность бурения ГС длиной 300 м сократилась в 4 раза. Средняя коммерческая скорость выросла в 2 раза, а по отдельным скважинам в 3 раза, снизилась относительная стоимость строительства ГС, которая стала превышать стоимость наклонно-направленных скважин в 1,5 раза, при увеличении дебита в 2,8 раза.

Для оперативного и качественного контроля эксплуатации нефтегазовых месторождений с применением горизонтальных технологий в последние годы все шире используется компьютерное моделирование. 

С целью оптимизации конечной нефтеотдачи в неоднородных коллекторах с использованием высокотехнологичных скважин проведено геолого-технологическое моделирование разработки блока одного из месторождений Татарстана с использованием многоствольной скважины с четырьмя ответвлениями из основного ствола. При эксплуатации скважины с использованием системы ППД по истечению определенного промежутка времени происходит прорыв воды и при достижении максимального объема предусматривается закрытие отдельных сегментов каждого ствола многоствольной скважины. Теоретически наличие воды можно определить, используя результаты замеров температуры и давления интервальными регулирующими задвижками. Практически, возможно, достаточно оценить эффект закрытия каждой интервальной регулирующей задвижки при добыче воды.

Список литературы

1. Муслимов Р.Х., Юсупов И.Г., Фазлыев Р.Т. «Некоторые результаты применения горизонтальных технологий в Волго-Камском регионе». В книге: Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование. Казань, Мастер Лайн, 2000. 

2. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами /Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов, Р.Г.Рамазанов, И.Н.Хакимзянов и др. //Мат. совещания (г. Альметьевск, сентябрь 1995 г.) «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения» — М.: ВНИИОЭНГ, -1996. — С.254-278.

3. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования. Диссертация на соискание ученой степени канд. тех. наук. Бугульма, 2002. 161 с.