USD 70.752

0

EUR 78.5489

0

BRENT 37.73

0

AИ-92 42.09

-0.02

AИ-95 46.01

-0.02

AИ-98 52.71

0

ДТ 47.29

-0.01

4 мин
2298

Нефть «на крючке»

Начальник Управления геологии АО «РНГ» Павел Гречихо рассказал Neftegaz.RU об используемых в компании технологических решениях, позволяющих добывать нефть в сложных геологических условиях Восточной Сибири

Нефть «на крючке»

Москва, 6 мая - ИА Neftegaz.RU. 

Давайте опишем геологические особенности месторождений, которые разрабатывает АО «РНГ», с точки зрения расположения пластов, водоносного и газового контуров. Какие геологические особенности есть у Восточных блоков Среднеботуобинского месторождения?


Главными особенностями является наличие газовой шапки и нефтяной оторочки. При этом у нас небольшая нефтенасыщенная мощность пласта: в среднем, она составляет 6-6,5 метров, а мощность газовой шапки достигает 15 метров в максимальных ее точках. Для сравнения: на Центральных блоках Среднеботуобинского месторождения нефтенасыщенная мощность составляет в среднем 12.5 метров. Таким образом, геологические и технологические условия на ВБ СБ НГКМ затрудняют проведение скважины на максимальном расстоянии от газонефтяного контакта и на оптимальном удалении от водонефтяного контакта. А избежать попадания воды и газа в скважину необходимо для ее длительной эксплуатации.



Какие проблемы возникали при бурении до внедрения «технологии крючка»?


Правильному проведению горизонтальной скважины препятствуют сложности в локализации – определении оптимального местоположения горизонтального ствола по отношению к газонефтяному (ГНК) и водонефтяному (ВНК) контактам. В процессе бурения скважины специалисты не всегда достоверно могут определить абсолютную глубину ГНК за счет влияния вторичных преобразований горных пород, таких как доломитизация или ангидритизация. Контакт определяется с помощью комплекса каротажных приборов непосредственно во время бурения LWD (Logging While Drilling). 


В случаи, когда ГНК достоверно не определен, то мы точно не знаем, сколько метров относительно газовой шапки нам нужно отступить, чтобы выйти на оптимальную глубину для бурения горизонтального участока скважины. При этом газ – не единственная проблема. Если на кустовой площадке нет достаточного количества пилотных (пробных) скважин или они находится на достаточном удалении, то возникает высокая вероятность попасть еще и в водонасыщенную часть пласта. Также в процессе бурения, по мере увеличения искривления ствола скважины, накапливается погрешность измерительных датчиков, которая приводит к еще одной неопределенности - положению траектории в вертикальной плоскости по абсолютной глубине. 


Специалисты по наклонно-направленному бурению при этом описывают ее математически с помощью конуса или эллипсиса неопределенности. Радиус такого конуса достигает 6 метров от расчетной абсолютной глубины, т.е. неопределенность сопоставима с мощностью всей нефтяной оторочки. Вероятность попасть в оптимальную нефтенасыщенную часть пласта с точки зрения последующей эксплуатации в таких условиях невысока изначально. Так называемая «скважина-крючок» эту вероятность существенно повышает.


Критики бурения таких скважин могут задать вопрос: почему вы не используете технологию удалённого картирования границ? Ведь в отрасли существуют приборы (картографы), позволяющие на определенном расстоянии картировать контрастные по сопротивлению среды без фактического пересечения границ этих сред. Проще говоря, эти приборы позволяют удалённо фиксировать приближение к водонефтяному контакту. В ответ приведу следующие доводы. 


Мы применяли картографы на ВБ СБ НГКМ, и опыт показал, что данная технология не всегда позволяет получать достоверную информацию и правильным образом ее интерпретировать в имеющихся у нас геологических условиях. В частности, в пределах ботуобинского пласта к его подошве происходит увеличение глинистости, что приводит к уменьшению сопротивлений за счёт увеличения содержания связанной воды, сопоставимое с сопротивлением водонасыщенного песчаника. В результате прибор ложно фиксирует приближение к ВНК, путая эту границу с зоной повышенной глинизации.



Как появилась идея «скважин-крючков»?


Впервые технологию предложил опробовать Сергей Анатольевич Назаров, заместитель генерального директора – главный геолог АО «РНГ». Испытания первой скважины прошли на Центральных блоках Среднеботуобинского месторождения. Как я уже говорил, нефтенасыщенная мощность пласта в отдельных блоках составляет 10-15 метров. В условиях Восточных блоков, где мощность значительно ниже, использовать «скважины-крючки» стало гораздо логичнее.



Где сейчас их реализуете, много ли таких скважин появилось на месторождении?


За прошедший год порядка 10 скважин на Восточных блоках мы бурили с крючком или нырком, как это еще называют. В 2020 г. уже есть несколько скважин, в основном пробуренных в условиях крайне малых нефтенасыщенных толщин (3-4 м), либо в краевых зонах с повышенной неопределённостью положения ГНК и ВНК.



Как физически происходит бурение, как буровики узнают о правильности траектории в данном случае?


«Крючок» представляет собой горизонтально-наклонную скважину, идущую по сложной крючкообразной траектории. Траектория задана таким образом, что скважина бурится сначала наклонно вниз для вскрытия и уточнения разреза пласта, определения наилучших пропластков коллектора и углов их залегания, затем пересечения ГНК и ВНК с последующим выполаживанием на горизонтальную часть ствола, что позволяет сократить погрешность в абсолютной глубине, избежать нежелательного сближения с газовой шапкой и верно расположить часть ствола, который будет использоваться для добычи нефти.


Перед заложением таких скважин анализируем информацию по соседним скважинам (пилотным, разведочным), строим геологическую модель и прогнозируем глубину кровли пласта, уровень газо- и водонефтяного контактов, которые в последующем являются для нас точками привязки. В процессе бурения, с помощью технологии LWD, геологическая служба осуществляет непрерывный контроль 24 часа за проводкой скважины, оценивает отклонения от точек привязки по первоначальной модели и оперативно передает на буровую команды с корректировками в траектории скважины. Даже в том случаи, когда определении ГНК неоднозначно, то уровень ВНК определяется с высокой степенью достоверности по снижению сопротивлений датчика резистивиметра ниже 10 Ом. Данное снижение – это сигнал к выполаживанию горизонтального участка скважины на 2-3 метра выше глубины ВНК.



В чем заключаются экономические преимущества «крючка»?


Если в процессе бурения специалисты не определили уровень газонефтяного контакта, то скважина может оказаться неэффективной за счет неверной глубины проводки. Во избежание этого другие компании бурят дополнительный пилотный (пробный) ствол, а это до 7 суток работ и 250 метров бурения. «Скважина-крючок» позволяет обойтись без пилотного ствола и сокращает сроки бурения, а также снижает дополнительную проходку в среднем с 250 до 140 метров.

Автор:

Источник : Neftegaz.RU






Система Orphus