Опыт и пути решения некоторых проблем ОАО Сургутнефтегаз при строительстве скважин в сложных горно-геологических условиях

Особенностью нефтедобывающей отрасли России является переход на качественно новую стадию развития, характеризующуюся значительной (на 75-80%) выработанностью базовых крупных высокопродуктивных месторождений.
Существенная часть текущих извлекаемых запасов нефти рассредоточена в заводненных пластах, в пластах с низкой проницаемостью, в подгазовых и водонефтяных зонах. Обозначены основные проблемы при строительстве скважин и причины падения дебитов скважин по ОАО «Сургутнефтегаз». Проанализирован опыт и пути решения некоторых проблем освоения трудноизвлекаемых запасов на лицензионных участках компании в Западной Сибири.
Сегодня в России более 70% нефти и 90 % газа добываются в Западной Сибири, при этом более 65% остаточных извлекаемых запасов добываются с дебитами менее 10 т/сут. В 70-80-е годы прошлого столетия всего 3% отечественных месторождений (супергигантских и гигантских) обеспечивали более 70% добычи нефти, а начиная с 90-х годов на их долю приходится менее половины.
Открытия новых месторождений приурочены к труднодоступным и все более суровым климатическим районам, с отсутствием инфраструктуры, многолетнемерзлым породам. Физически стареет фонд скважин. Растет фонд малодебитных скважин, требующий насосов и другого оборудования с малой производительностью. Добыча нефти по России опережает прирост запасов.
Типовые объекты строительства скважин
В 2005 г. ОАО «Сургутнефтегаз» добыло 63 858,7 тыс. т нефти, в том числе 258,7 тыс.т нефти Талаканского месторождения в Якутии, пробурено 3116080 м горных пород (102,8% к 2004 г.) из них 2960259 м эксплуатационное бурение (105,0% к 2004 г.), в том числе 605778 м горизонтальные скважины (101,1% к 2004 г.), сдано 1130 скважин, из них 1077 эксплуатационных, в том числе 204 горизонтальных. При не изменившемся количестве буровых бригад и бригад освоения коммерческая скорость составила 5943 м/ст-мес. Проходка на одно долбление и — долото соответственно составила 308,2 м и 599,7 м, при средней глубине скважин 2773 м, в том числе в эксплуатационном бурении 2760 м и разведочном 2905 м механическая скорость бурения — 23,39 м/час, в том числе в эксплуатационном бурении — 24,85 м/час и разведочном — 11,04 м/час. Достигнутые результаты показывают, что есть прогресс и движение вперед.
Однако основными перспективными объектами строительства скважин в районе деятельности ОАО «Сургутнефтегаз», где сосредоточены основные извлекаемые запасы, в ближайшие время становятся сложнопостроенные залежи нефти в нижнемеловых, верхне-среднеюрских и триасовых отложениях с глубиной залегания продуктивных пластов до 3200 м. Коллекторы этих залежей относятся к классу с пониженной и низкой проницаемостью, от 30 и до первых мД (10-3 мкм2) и характеризуются пористостью от 15 до 7% (см. рис. 1 и табл. 1). Они имеют высокие удельную поверхность, остаточную водонасыщенность и содержание цемента в поровых каналах. Все это существенно снижает фазовую проницаемость нефти. В таких коллекторах существенную роль на процессы фильтрации технологических жидкостей (бурового, цементного и других растворов) и пластовых флюидов оказывают капиллярные силы и поверхностное натяжение. В результате при бурении и заканчивании скважин формируется значительная зона проникновения фильтратов.

Тектонодинамическое строение осадочного чехла Среднеобской НГО (Сургутского НГР) в районе деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» приведена на рис. 2. Очевидно, что сложность работ по бурению и заканчиванию скважин в низкопроницаемых коллекторах на глубинах более 2300 м будет заключаться в частичной смене поровых коллекторов на порово-трещинные, в баженовской свите — на трещинные, а в триасе — на вулканогенные, трещинно-кавернозно-поровые породы. Пликативая модель строения осадочного чехла Западной Сибири на этих глубинах трансформируется в дизъюнктивную, что подтверждается тектоническими движениями осадочного чехла Западной Сибири и приведено в примерах на рис. 3, 4.

Осложнения при строительстве скважин
Такое строение пород, слагающих осадочный чехол, создает целый ряд проблем при проводке стволов, особенно наклонно-направленных и горизонтальных скважин, которые пересекают на больших глубинах линеаменты, разрывные нарушения и динамически напряженные зоны (ДНЗ), в том числе зоны разуплотнения пород. При этом возникают следующие осложнения:
1. Осыпи пород имеют случаи потери основного ствола.
2. Поглощения утяжеленных промывочных жидкостей при плотностях более 1550-1600 кг/м3, под башмаком промежуточной обсадной колонны, перед вскрытием и под подошвой, после вскрытия всей толщи баженовской свиты. Более чем 40-летний поиск технологий, в том числе многих институтов и главков во времена СССР, позволяющих заканчивать и высокорентабельно эксплуатировать скважины в баженовской свите, не привел к созданию соответствующих решений. Сегодня нет надежных методов определения глубины залегания кровли свиты в процессе бурения, когда возникает необходимость приближения к кровле на 2-5 м. Еще большие проблемы возникают в связи с тем, что свита характеризуется коэффициентом аномальности пластового давления, достигающем величины 1,8, а под свитой залегают запасы нефти в других верхнеюрских отложениях, в частности пласт ЮС2, где пластовое давление гидростатическое.
3. Из-за отсутствия надежных методов определения глубины залегания кровли баженовской свиты на некоторых скважинах (4034 Ай-Пимская, 20 и 20-бис сахалинские и другие) были получены осложненные выбросами нефтепроявления, когда при бурении под техническую колонну с плотностью промывочной жидкости 1120–1160 кг/м3 входили в продуктивный пласт с аномально высоким пластовым давлением.

Экспериментальные исследования НИО бурения на изготавливаемых моделях трещин из баженовского керна показали, что вскрытие баженовской свиты на репрессии с применением утяжеленных баритом промывочных жидкостей приводит к закупориванию трещин, в которых не удавалось восстановить проницаемость при создании депрессии 6-8 МПа.
Также необходимо учитывать наличие напряжений от тектоники, которые сказываются на проницаемости и устойчивости пород.
Структура запасов нефтяной компании очень сложная. Большая доля низкопродуктивных запасов связана с ростом глубин залегания, где в основном преобладают залежи сложного строения, представленные литологическими замещениями, тектоническими нарушениями, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств с низкими ФЕС поровых и порово-трещинных коллекторов. По состоянию на январь 2006 г. распределение запасов нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» приведены на рис. 5, из которого видно, что доля трудноизвлекаемых запасов составляет более 75%, тогда как по России они составляют 68%. Трудноизвлекаемые запасы баженовской свиты осложнены коллекторами трещинного типа с АВПД, с высоким коэффициентом аномальности.
Возможные пути решения указанных проблем
В сложившейся ситуации ОАО «Сургутнефтегаз» идет по пути создания новых или существенного совершенствования существующих технологий бурения и заканчивания скважин, в том числе технологий первичного и вторичного вскрытия, освоения и интенсификации повышающих нефтеотдачу пластов.
Анализ влияния применяемых технологий первичного вскрытия коллекторов, промывочных и тампонажных растворов, продолжительности времени первичного вскрытия на продуктивность перспективных пластов сложнопостроенных залежей показал, что актуальность проблем значительно возрастает.
Фильтраты всех технологических жидкостей на водной основе при вскрытии на репрессии или равновесии проникают в прискважинную зону пласта (ПЗП) и образуют зону проникновения фильтрата с радиусом более 0,4-0,5 м. В гидрофильных коллекторах подобные зоны могут формироваться под действием капиллярных сил в порах коллектора.
В этой зоне может происходить полное закупоривание или частичное сужение поровых каналов, что приводит к потере гидродинамической связи пласта со скважиной, значительному снижению притоков нефти из пласта. Глубины каналов, создаваемых кумулятивной перфорацией при вторичном вскрытии, недостаточно для создания гидродинамической связи скважины с неповрежденной частью пласта, расположенной за зоной проникновения фильтрата.
Применение растворов на нефтяной основе также связано с решением проблемы очистки прискважинной зоны пласта. При фильтрации в пласт они создают различные блокады из эмульсий, проникающей твердой фазы, солей и прочего. Важным недостатком этих растворов является их высокая стоимость.
Применение различного рода методов воздействия на ПЗП (см. табл. 2), направленных в основном на расформирование, удаление или преодоление зоны проникновения фильтратов, достигло в среднем 74% успешности операций, а среднее начальное повышение продуктивности, без учета ГРП, составило 1,45 раза.

Применение массированного (большеобъемного) ГРП не дает ожидаемых больших дебитов. В притрещинных зонах пласта (ПтрЗП), так же как и в прискважинных, формируется зона пониженной проницаемости, из-за проникновения в поровое пространство фильтрата и дисперсной фазы образуется корка на обеих стенках трещины. После окончания продавливания в трещину проппанта, возможно в силу его гравитационного осаждения при движении по трещине в жидкости-носителе, трещина не смыкается только в зоне гравитационного осаждения проппанта (см. рис. 6). Незакрепленная же часть трещины выше и дальше осажденного расклинивающего агента-закрепителя смыкается. Сомкнутая трещина в верхней и удаленной частях становится мощным непроницаемым барьером на всю длину и высоту, за исключением зоны гравитационного осаждения проппанта. В результате в залежах с непроницаемыми или низкопроницаемыми прослоями каждый глубокий ГРП может создавать «мертвые» зоны, из которых нефть не будет вытесняться.
Применяемые технологии
Приведенные причины осложнений при бурении и вскрытии глубокозалегающих продуктивных пластов и пути их преодоления побуждают специалистов «Сургутнефтегаза» уделять большое внимание разработке и внедрению новых технологий и технических средств решения проблемы эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов.

Разрабатывается и осваивается технология первичного вскрытия на равновесии и депрессии в процессе бурения, что позволяет значительно снизить вероятность поглощений, максимально уменьшить или исключить повреждение прискважинной зоны пласта технологическими жидкостями, получать значительно большие дебиты, чем при технологиях на репрессии.

Детальное изучение процесса фильтрации в период заканчивания скважины и динамики образования зоны проникновения фильтратов технологических жидкостей (см. рис. 7) позволяет:
— усовершенствовать применяемые рецептуры промывочных жидкостей;
— разрабатывать перспективные рецептуры буровых растворов, жидкостей для освоения и глушения скважин, применение которых обеспечит максимальное сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) прискважинной зоны продуктивного пласта.
Применяемые в процессе строительства скважин технологии заканчивания оказывают большое влияние на последующую эксплуатацию и обеспечение добычных возможностей пласта. По каждому месторождению на стадии разработки проектов и технологических схем разработки проводится планирование совершенствования и разработки новых технологий и технических средств, в том числе:
— технологий первичного и вторичного вскрытия пластов исходя из фактической сложности строения залежей;
— моделирование формы и содержания эксплуатационного забоя как в пространстве, так и во времени.
Отдельными блоками решаются проблемы заканчивания скважин на баженовскую свиту и нижележащие пласты. Здесь ведется разработка новых конструкций скважин и технологий бурения, в том числе на депрессии.
ОАО «Сургутнефтегаз» строит многоствольные, многоствольноразветвленные и многозабойные скважины, позволяющие увеличить зону дренирования скважины и адресно вскрывать не вовлеченные в разработку нефтяные зоны. Разработка и освоение данных технологий базируется на опытно-промысловых работах, проводимых с применением парка специальной техники.
Для эффективного строительства горизонтальных скважин в сложных горно-геологических условиях решаются дополнительные задачи в области:
• формирования оптимальных профилей стволов скважин с целью исключения потери проходимости бурильной и обсадной колонн в неустойчивых породах;
• совершенствования промывочных жидкостей и гидравлических программ, обеспечивающих снижение размеров блокирующих зон проникновения фильтратов и качественную очистку ствола скважины от шлама;
• проводки горизонтального участка по траектории, близкой к проектной;
• устойчивости горизонтальных участков скважин по каждой отдельно взятой разбуриваемой залежи конкретного месторождения.
На основе анализа причин осложнений при бурении скважин в сложных горно-геологических условиях на лицензионных участках ОАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири разработана система автоматизированного проектирования схем кустования месторождения (автор К.Н. Харламов). Эта система аккумулировала в себя решения всех основных взаимосвязанных технико-технологических и экономических проблем, возникающих при реализации сложных систем разработки на основе проектирования бурения с применением горизонтальных и многоствольных технологий.