Давиденко Игорь Директор департамента ГТМ ОАО «ТНК-Нягань» (ПАО «НК «Роснефть»)

Накопленный опыт разработки пластов ЮК2-9 Ем-Еговской площади Красноленинского месторождения позволяет сделать выводы о недостаточной экономической эффективности наклонно-направленного профиля скважин. Так, в условиях высокой геологической неопределенности (прерывистость пластов, расчлененность, изменение ФЕС по площади) разбуривание наклонно-направленными скважинами ведет к малой вероятности встречи коллектора (рис. 1).

На 2013-2014 годы на площади запланировано строительство 16 скважин с применением технологии горизонтального бурения (протяженностью до 1100 м) с МГРП (до шести стадий на скважину). Согласно расчетам, это позволит повысить экономическую эффективность бурения, а также увеличить коэффициент охвата по площади в условиях изменчивых отложений Тюменской свиты. В данном случае применяется стандартная компоновка Halliburton с набухающими от нефти пакерами, муфтой ГРП (активируемой шаром), стингером и пакером-подвеской (рис. 2).

Ожидается, что успешная реализация пилотного проекта создаст предпосылки для бурения на Ем-Еговской площади около 1200 скважин с вовлечением в разработку нескольких сотен миллионов тонн извлекаемых запасов нефти.

КАМЕННАЯ ПЛОЩАДЬ (ВИКУЛОВСКАЯ СВИТА)

На Каменной площади (Викуловская свита) на данный момент достигнут технический предел по вовлечению запасов «стандартного ВК» бурением наклонно-направленных скважин с ГРП на линейном геле (низкий коэффициент охвата, недонасыщенный коллектор, близость водоносного горизонта) (рис. 3). На момент написания статьи на площади было запланировано строительство шести скважин с применением технологии горизонтального бурения (протяженностью до 1100 м) с МГРП (до четырех стадий на скважину), что должно позволить с одной стороны увеличить КИН и рентабельность проектов за счет большего коэффициента охвата по площади, с другой — приступить к разработке водоплавающих залежей.

В данном случае проект также предусматривает бурение горизонтальной скважины с азимутом по направлению максимального стресса, ориентированную перфорацию (угол 0о, вдоль горизонтальной секции) и проведение ГРП по технологии Slugs-Fracturing в сочетании с технологией BioBalls.

Успешная реализация пилотного проекта создаст предпосылки для бурения более 500 скважин с вовлечением в разработку большого объема извлекаемых запасов нефти на Каменном и Ем-Еговском лицензионных участках.

ТАЛИНСКАЯ ПЛОЩАДЬ (ШЕРКАЛИНСКАЯ СВИТА)

На Талинской площади (рис. 4) на 2013 год запланировано проведение ОПР в количестве пяти операций ЗГБС (300 м) с применением раствора на углеводородной основе (РУО) или МГРП (две стадии на скважину), что позволит увеличить КИН и рентабельность проекта за счет большего коэффициента охвата по площади. В перспективе также планируется вовлечь в разработку подвижные запасы пласта ЮК10-11 и снизить долю бездействующего фонда скважин.

ГРП НА ТРАНЗИТНОМ ФОНДЕ ТАЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ

Также на 2013 год запланированы ОПР на транзитном фонде Талинской площади (рис. 6). В данном случае глинистая перемычка между продуктивными нефтенасыщенными пропластками составляет от 10 до 30 метров. Расчетная мощность каждого пропластка составляет не более четырех метров с проницаемостью 0,5-2 мД. Проведение одного многотоннажного ГРП приводит к созданию неэффективной геометрии трещины (утилизация проппанта), а проведение отдельного ГРП на каждый пропласток — к росту затрат.

Исходя из этого, на площади проведен ГРП с применением ранее не использовавшейся технологии BioBalls (Santrol), что позволило повысить экономическую эффективность проектов, сократить затраты на каждую скважину и добиться создания оптимальной геометрии трещины для каждого продуктивного нефтенасыщенного пропластка (рис. 7).

До и после каждой операции ГРП были проведены ГИС, подтвердившие приобщение планируемых интервалов.

РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГРП ДЛЯ УСЛОВИЙ КАМЕННОЙ ПЛОЩАДИ

Основная проблема на Каменной площади — это прорыв трещины ГРП в нижний водонасыщенный пласт. В период 2005-2007 годов работы по ГРП производились с объемом закачки проппанта до 35 тонн и загрузки полимеров 2,4-2,8 кг/м3. Впоследствии (2007-2009 годы) опробовали технологии J-FRAC и J-MIX (Schlumberger) с закачкой проппанта массой 10-15 т и загрузкой полимеров 2,4–2,8 кг/м3, а в 2010 году перешли на использование технологии SlugsFracturing (масса проппанта — 4-15 т, загрузка полимеров 1,6-1,8 кг/м3). В результате данных работ произошло снижение неэффективных ГРП в пять раз: с 10 до 2% (рис. 8).

Схематично технология Slugs-Fracturing изображена на рис. 9. Принцип ее работы можно описать следующим образом. После приготовления первых проппантных пачек мелкий проппант закачивается на линейном геле во время проведения операции миниГРП и создания необходимого экрана барьера снизу трещин.

Далее подается сшитый гель и проппант с необходимой концентрацией. Все это обеспечивает контроль высоты трещины без ограничений по углу наклона и малой мощности, снижается риск остановки компоновки, значительно сокращается загрузка геля.

Всего с помощью данной технологии в указанный временной промежуток проведено более 150 операций на фонде бурения и более 180 операций — на переходящем фонде.

РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГРП ДЛЯ УСЛОВИЙ ТАЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ (ТЮМЕНСКАЯ СВИТА)

Одна из основных проблем Тюменской свиты заключается в низкой проницаемости коллектора. Применение здесь большого объема жидкости и полимеров высокой вязкости, как правило, приводит к загрязнению трещины ГРП и, как следствие, к снижению притока.

В 2009 году средняя масса закачиваемого проппанта составляла 40 т (средний расход — 2,8 м³/мин), загрузка полимера происходила в объеме 3,2 кг/м³, при этом в скважину также подавался капсулированный брейкер.

В 2010 году мы также стали применять на площади технологию Slugs-Fracturing (+30% полудлины). Средняя масса проппанта осталась неизменной (40 т), средний расход увеличился до 3,5 м³/мин. Дозировка полимера, напротив, уменьшилась — до 2,6 кг/м³. Дополнительно был применен жидкий брейкер. При уменьшении мощности и проницаемости по скважинам (соответственно: с 14,4 до 11 м и с 9,6 до 6,7 мД), рост дебита нефти на один метр эффективной мощности увеличился с 0,96 до 1,15 т/сут/м.

Дополнительно были проведены специальные исследования керна (в поддержку моделирования процессов ГРП).

ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Основным активом для применения технологий ОРЭ на фонде Красноленинского месторождения остается Талинская площадь (объекты совместной эксплуатации Тюменской и Шеркалинской свит).

В настоящее время к технологиям и оборудованию ОРЭ предъявляется ряд технико-экономических требований. Основное из них — это возможность применения в эксплуатационных колоннах диаметром 146 мм, поскольку до 99,9% скважин, на которых возможно внедрение технологи ОРЭ, представлены именно таким диаметром ЭК.

Второе требование — это низкая стоимость комплекса оборудования для ОРЭ (в связи с тем, что при реализации проектов отмечаются высокие дополнительные затраты на приобщение Тюменской свиты с ГРП).

Третье условие — это возможность осуществлять раздельный учет выработки запасов по каждому объекту разработки. Наконец, последнее — это простота оборудования: как правило, оборудование с пакерами осложняет процесс замены подземного оборудования в случае его отказа по причине больших глубин спуска.

В данном случае мы сразу же отказались от использования двухпакерных компоновок с УЭЦН и начали применять компоновку ОРД-2П-5Д-85-ЭЦН «Спрут» (ОАО «НПФ «Геофизика») в сочетании геофизическими приборами «Сакмар» (рис. 10). За период реализации проектов ОРЭ (с 2011 года) отказы оборудования «Спрут» зафиксированы на двух скважинах. Также произошел один отказ погружного блока ТМС.

В 2014 году, с учетом результатов, полученных в этом году, с помощью компоновки «Спрут» предполагается провести в общей сложности 50 операций. Дальнейшее развитие технологии будет точечное — в связи с тем, что данное оборудование может использоваться только на Талинской площади для разделения Тюменской и Шеркалинской свит.

СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ В ОБЛАСТИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН

Дальнейшая стратегия развития в области заканчивания скважин Красноленинского месторождения включает внедрение новых технологий МГРП под конкретные пластовые условия (например, Perf&Plug) и оптимизацию технологий ГРП (в частности, планируется переход на скорости закачки до 10-15 м3/мин, снижение загрузок гуара). Также мы рассчитываем оптимизировать затраты на проведение МГРП путем подбора оптимальной технологии МГРП и сокращения сроков освоения. По итогам данных работ будет принято решение о целесообразности тиражирования технологий МГРП на другие площади (выбор технологии в зависимости от пласта).

Всего в ближайшие годы на месторождении предполагается пробурить более 1700 скважин и более 100 боковых стволов, что позволит вовлечь в разработку более 158 млн т нефти.