В соответствии с программой ОАО «Татнефть» по вовлечению в разработку запасов из тупиковых зон после обводнения продукции скважины №2314д Альметьевской площади по девонским отложениям было осуществлено бурение бокового горизонтального ствола (БГС) на бобриковские отложения из зоны выклинивания коллектора в зону его распространения (рис. 1).

Длина горизонтального ствола составила 124 м. Продуктивный интервал был обсажен щелевым фильтром диаметром 102 мм. В настоящее время скважина работает с дебитом нефти 16 т/сут, обводненность не превышает 12%.

Другой пример. В процессе бурения скважин на девонские отложения Березовской площади был выявлен участок залежи №8 бобриковского горизонта, в котором скважина №8190 вскрыла нефтеносный коллектор толщиной 6 м, а скважина №5912 — его водоносную часть.

В связи с невозможностью герметизации многочисленных нарушений эксплуатационной колонны мы предложили скважину №5912 в качестве кандидата для зарезки бокового ствола (ЗБС) в нефтеносную зону бобриковских отложений (рис. 2). Проект был успешно реализован — пробурили боковой ствол с горизонтальным участком длиной 70 м в продуктивной части пласта с последующим обсаживанием щелевым фильтром. Сейчас скважина работает с дебитом нефти 19,6 т/сут, обводненность — 12%.

Всего на сегодняшний день в НГДУ «Альметьевнефть» реализовано 12 подобных проектов на бобриковско-радаевский и турнейский горизонты. Средний текущий дебит по этим скважинам составляет 8,5 т/сут при средней обводненности 43%. Дополнительная добыча за счет ЗБС составила 69,1 тыс. т. Бурение БГС позволило вовлечь в разработку недренируемые, изолированные запасы нефти на участках залежей с послойной и зональной неоднородностью. Отметим также, что строительство новых наклоннонаправленных скважин на отдельных участках залежей бобриковского горизонта для уплотнения сетки скважин, как правило, связано со значительным риском попадания в зоны низкопроницаемых коллекторов или выклиниваний пласта. Поэтому предпочтение отдается в основном бурению БГС, в которых вероятность вскрытия наиболее проницаемых участков значительно увеличивается. Несмотря на то что данная технология на сегодняшний день достаточно хорошо отработана, в НГДУ «Альметьевнефть» вопрос бурения БГС и ГС на девонские отложения все еще остается проблемным. Основная причина — наличие мощной пачки глин в верхней части кыновского горизонта, которые необходимо проходить под углом более 70°. Одним из вариантов решения данного вопроса может быть бурение на пашийский горизонт горизонтального ствола с меньшим радиусом траектории при выходе на горизонталь. Эта задача может быть решена за счет увеличения интенсивности набора угла на данном участке, соответственно прохождение кыновских глин может быть произведено под углом до 55–57°.

«Короткий» радиус бурения БГС на верхние горизонты позволит производить ЗБС с более низкого интервала существующего ствола, что в свою очередь позволит увеличить глубину спуска скважинного насоса и обеспечить оптимальный режим эксплуатации скважины (рис. 3).

Средний дебит по БС, пробуренным на бобриковский и кыновско-пашийский горизонты на объектах НГДУ «Альметьевнефть», составляет сегодня 4,5 т/сут. Однако продуктивность скважин после бурения БС зависит не только от технологической успешности выполнения работ и качества вскрытия продуктивного пласта, но и от степени выработки и характера локализации остаточных запасов на выбранном участке для проводки бокового ствола.

В условиях высокой выработки запасов получение достаточного для выполнения инвестиционных условий дебита после бурения БС возможно лишь при условии использования технологий горизонтального бурения, т.е. бурения БГС.

Несмотря на существующие проблемные вопросы и риски в области восстановления работоспособности скважин методом бурения БС и БГС и достижения инвестиционной привлекательности дебитов, в инвестиционную программу НГДУ «Альметьевнефть» по данному направлению ежегодно включаются скважины-кандидаты для бурения боковых стволов. После прохождения соответствующей экспертизы ежегодно утверждается бурение в среднем до 8–10 скважин в год. В 2011 году их число было увеличено до 14. Из них 8 скважин уже запущены в эксплуатацию, в том числе пять с БС и три с БГС. Средний дебит по БС на 01.08.2011 года составил 7,2 т/сут.

Наконец, необходимо отметить постоянный прогресс в вопросах снижения осложнений и повышения качества выполнения работ при бурении БС и БГС на объектах НГДУ «Альметьевнефть». Этот факт говорит в первую очередь о накопленном опыте производства данных работ буровыми предприятиями, а также о слаженной работе подрядчика и заказчика, преследующих одну цель — дать скважине вторую жизнь.