Деловой, научно-технический журнал

Горизонтальное бурение: плюсы и минусы

 

 

 

 

 

В.В. ЛОЖНИКОВ,
геолог Proekt Servis

 

 

 

К настоящему времени в мировой практике достаточно четко вырисовывается область возможного применения вскрытия продуктивных пластов горизонтальными скважинами. Объем проходки по разным оценкам сегодня не превышает 2,0-2,5% общего объема бурения в мире. Наибольший эффект нефтеотдачи пластов, как считалось ранее, достигается при вскрытии коллекторов с вертикальной трещиноватостью, большой фациальной изменчивостью по простиранию, низкой пористостью и проницаемостью. Но, как показал опыт бурения скважин такого типа, горизонтальные стволы могут быть использованы весьма успешно и при вскрытии высокопроницаемых пластов, а также пластов с неоднородными фильтрационно-емкостными характеристиками.

Но прежде чем мы перейдем непосредственно к горизонтальному бурению, необходимо сделать акцент на двух основных моментах, непосредственно касающихся данной тематики. Первое: в специализированных СМИ не раз и не два упоминалось, что благодаря вскрытию пластов горизонтальными стволами достигаются минимальное загрязнение окружающей среды и сохранение экологически чистыми больших площадей на поверхности, уменьшение числа скважин, необходимых для разработки и доразработки месторождений. Признаюсь, на практике я этого не увидел. Может быть, сказывается наш менталитет, наш русский авось? Авось никто не увидит, авось «зеленые» не догадаются, отчего в речке рыба сдохла. Для этого, кстати, есть не только мировоззренческие причины, но и совершенно объективные. Для бурения скважины с наклонно-направленным стволом применяемый до сих пор глинистый раствор не требует такого количества химических реагентов для обработки промывочной жидкости (кстати, весьма дорогостоящих), как для бурения горизонтальной скважины. А россыпи и разливы этих химических реагентов, особенно в весеннее половодье, успешно отравляют окружающую среду.

Я просто хочу сказать, что само по себе использование горизонтального бурения, которое якобы автоматически повышает экологическую безопасность, очередной навязываемый нам миф. Вред, причиняемый окружающей среде, не зависит от применения технологий горизонтального либо вертикального бурения, так как рекультивация земель, обустройство месторождений, строительство дорог и другие мероприятия в любом случае не улучшают экологическую обстановку на месторождении, независимо от способа его разработки.

И второе: количество скважин с горизонтальными стволами для разработки месторождений Западной Сибири в условиях кустового бурения пусть пока несущественно, но снижается. Учитывая дороговизну строительства горизонтальных скважин, затратная статья ничуть не меньше, а иногда и больше, чем при разработке наклонно-направленными скважинами. В нынешних условиях, когда все нефтяные компании вынуждены сокращать затраты на бурение новых скважин, нужно серьезно задуматься о выдвижении на первый план технологий, помогающих оптимизировать добычу на уже имеющемся фонде. Речь в первую очередь идет о бурении вторых горизонтальных стволов в старом фонде, на месторождениях с развитой инфраструктурой. В этом случае ствол наклонно-направленной скважины используется как пилотный, с последующим вырезанием окна в колонне и проводкой горизонтального ствола. Применение на таких работах мобильных буровых станков, не требующих особых затрат на перевозку, монтаж и демонтаж, с моей точки зрения, очень перспективно и рентабельно. Безусловно, бурение скважин с горизонтальными стволами имеет широкие перспективы в будущем, вот только надолго ли хватит нам «старых фондов» и разведанных запасов? Ведущие добывающие компании сворачивают поисковые и разведочные работы. Объем бурения в России упал на 28-30%, из них почти 100% разведка и поиск — это серьезная угроза экономической безопасности России и будущему ее нефтегазовой отрасли.

Итак, возвращаемся к горизонтальному бурению. Что необходимо сделать сегодня, когда даже нефтегазовые компании начинают считать деньги, чтобы горизонтальное бурение стало более эффективным и экономически привлекательным?

Информационный вакуум?

Для качественной, безаварийной проводки скважин на нефть и газ в сложных горно-геологических условиях крайне важна оперативная геологическая и технологическая информация, получаемая непосредственно в процессе бурения. Ее роль еще более возрастает, когда мы говорим о бурении горизонтальных стволов. Основной задачей, с которой приходится сталкиваться при бурении горизонтальных скважин, является точное позиционирование траектории ствола скважины в продуктивных пластах, которое обеспечивало бы эффективную длину контакта с продуктивным горизонтом. Для решения данной задачи необходима полная оперативная геологогеохимическая и технологическая информация, получаемая прямыми методами непосредственно в процессе бурения.

На сложных и недостаточно изученных месторождениях до горизонтального бурится пилотный ствол. Фиксируемые при этом данные позволяют видеть глубину залегания кровли продуктивного пласта, его мощность в точке вскрытия, ХНК (характер насыщения коллектора), ГНК (газонефтяной контакт) и ВНК (водонефтяной контакт), ес-
ли таковые присутствуют. Они позволяют оперативно корректировать траекторию ствола горизонтальной скважины с помощью забойной телеметрической системы, проводить литолого-стратиграфическое расчленение разреза, осуществлять безаварийную проводку скважины при минимальных затратах. Данную информацию невозможно переоценить, принимая во внимание, что режим первичного вскрытия продуктивного пласта в процессе бурения скважины является основным фактором, влияющим на степень эффективности его последующего освоения и эксплуатации.

Преимущество методов, основанных на исследовании геологической и технологической информации в процессе бурения, перед традиционными геофизическими методами,
на мой взгляд, очевидно, исключительно для идеальных условий. Оптимальный режим первичного вскрытия продуктивного горизонта должен обеспечить сохранение естественных фильтрационно-емкост-ных свойств пласта в прискваженной зоне, обеспечивая максимальную продуктивность скважины на стадии ее освоения и эксплуатации.

Но, как говорится, гладко было на бумаге, да забыли про овраги... Все станции геолого-технологических исследований (ГТИ) — «Геотест», «Сириус», ИМС — регистрируют параметры в двух форматах, «временном» и «глубинном», причем глубинные параметры являются вычисляемыми на основе временных. Временные параметры от забурки до окончания скважины регистрируются непрерывно, опрос датчиков, установленных на буровой, происходит посе-кундно. Минимальный разрыв по времени между вскрытием пласта и исследованием позволяет свести к минимуму влияние неблагоприятных факторов, таких как проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, кольматации стенок скважины и др. Регистрируемые параметры при проводке горизонтального ствола, такие как «положение тальблока», «положение клиньев», «давление в манифольде», «параметры промывочной жидкости», контролируются визуально или с помощью тарированных приборов, а при необходимости можно произвести контрольный замер и внести коррективы. «Расход на входе» в основном рассчитывается при помощи датчика «ходы насосов» по паспортным данным рабочих втулок, установленных на буровых насосах. Если учесть, что в процессе бурения промывочная жидкость представляет собой трехфазную среду (жидкость, газ и твердая фракция), то в расчеты по паспортным данным уже закрадывается ошибка из-за различного физического состояния, также усугубляет ситуацию изменяющийся диаметр втулок за счет выработки. Ведь циркуляция — важнейший вид доставки данных с забоя на устье. Как уже говорилось ранее, газ и шлам, вынесенные с забоя, несут информацию о литологии, стратиграфии, характере насыщения или отсутствии такового. Циркуляция для забойных телесистем (ЗТС) — это способ модулирования одного из самых помехоустойчивых сигналов. Скорость передачи сигнала из забоя на поверхность до 12 бит/с. Отсюда вытекает, что для качественной проводки горизонтального ствола показатель «расход на входе» один из самых важных параметров как для геолого-технологических исследований, так и для забойных телесистем.

Для построения реального литоло-гического разреза нужно привязать временные параметры к глубине. Задачка не очень сложная даже для школьника: зная производительность насосов, глубину скважины, коэффициент кавернозности и диаметр долота, высчитываем время цикла. Только решение этой задачки будет неверным, ошибка уже заложена в условиях. Именно поэтому время цикла у нас определяется весьма и весьма приблизительно. Попытки выправить ситуацию с внедрением ультразвуковых расходомеров (РУТ) в конечном итоге ни к чему не привели. Поскольку если снаружи еще в принципе возможно выдержать все условия установки этого датчика (участок манифольда должен быть идеально ровным до точки установки и после нее для достижения идеально ламинарного потока промывочной жидкости), то чистоту внутри манифольда (наличие окалины от сварки, насохшая корка на стенках трубы) проконтролировать практически невозможно. Заполнение ма-нифольда промывочной жидкостью должно быть полным и равномерным, что очень затруднительно при импульсной подаче. Все эти неточности в сумме приводят к серьезным ошибкам.

Ситуация усугубляется еще и несогласованностью действий буровой бригады с работниками исследовательской станции. Например, прекращение циркуляции во время бурения по разным причинам бывает одновременно связано с началом наращивания после окончания квадрата без промывки и вымыва забойной пачки. Как известно, при остановке циркуляции газ продолжает всплывать, а шлам, наоборот, падает на за
бой. После возобновления циркуляции и бурения происходит перемешивание шлама, на устье в ловушке для шлама уже не шлам, а хлам, то есть порода, отбуренная с разных интервалов, выходит в один отрезок времени, а газ, полученный из этого же интервала, выходит гораздо раньше по времени. Здесь уже выручает только опыт, знание литологии и геофизический материал стандартных каротажей по соседним скважинам, так называемая «привязка». Вот уж воистину — кто поработал геологом в ГТИ, тот в цирке не смеется.

«Наполеон»

При бурении вертикальных стволов и стволов с небольшим отходом выручает ДМК (детальный механический каротаж) и «скорость проходки» (величина обратная ДМК). Но при наборе угла, для выхода на горизонтальную зону ствола, вес инструмента распределяется по всей длине кривого участка, и нагрузка на долото доходит только частично, соответственно, ни о какой объективной детализации по буримости пород речь идти уже не может. Получается задача со многими неизвестными.

Расход промывочной жидкости на входе мы знаем весьма примерно, соответственно, время выхода забойной пачки известно тоже довольно приблизительно. А это означает одно — границы пластов сдвигаются в ту или другую сторону. Детальный механический каротаж по объективным причинам тоже работает на 10-15%, и границы пород отбиваются только тогда, когда разность твердости по буримости ну очень велика. На этом этапе преимущество ГТИ в процессе бурения перед традиционной геофизикой блекнет. Необходимость проведения окончательных каротажей на жестком кабеле или трубах после окончания горизонтального ствола ни у кого не вызывает сомнений, потому что равноценной альтернативы традиционной геофизике нет!

В последнее время на месторождениях Западной Сибири зарубежные фирмы Schlumberger Ltd., Baker Oil Tools, Slb, Halliburton, Weatherford при проводке горизонтальных стволов используют ЗТС, приборы для навигации и оценки коллекторских свойств пласта типа Power Puls. Такая телеметрическая система с гидроимпульсным каналом связи — еще один тип контроля и исследований при проводке горизонтального ствола. Я бы отметил, что этот тип замеров и измерений что-то среднее между традиционной геофизикой и ГТИ. Проведение гамма-каротажа в режиме реального времени приборами PowerPuls дает огромное преимущество перед другими видами исследований в плане определения коллектор-неколлектор, а с определением насыщения возникают определенные существенные проблемы. Чтобы не быть голословным, приведу один случай из своего опыта. Произошел случай на Южно-Сургутском месторождении, при проводке второго горизонтального ствола на старом фонде скважин. Вскрыв кровлю проектного пласта, мы попали на неравномерно переслаивающиеся песчаники, нефтенасыщенные, с плотными аргиллитами — такой слоеный пирог «наполеон». По пятибалльной шкале насыщение было пять баллов (5ж) — безводная нефть. Но поскольку гамма показала слабенький фон, руководством Schlumberger Ltd. было принято решение уронить угол и спуститься ниже по пласту.

Мы в свою очередь рекомендовали повести горизонт именно в «наполеоне», опасаясь, что верх не имеет гидродинамического сообщения с основным пластом. Нас вежливо выслушали, но не более. Спустившись ниже по пласту, гамма отрисовала шикарную аномалию. По шламу пошел чистый кварцевый песок (видно, песчаник был слабосцементирован и разрушался до отдельных зерен), а вытяжки пошли два балла (2-бг): нефть полностью отсутствовала, видно, специалисты-ППДшники (поддержание пластового давления) хорошо постарались с заводнением, или добычни-ки просто подтянули пластовую воду. Таким образом была загублена вполне еще рабочая скважина. Несмотря на всю краткость изложения, надо признать, что история была гораздо длинней и драматичней. И подобных казусов много. Нельзя основывать свои выводы на одном из методов исследований. После того случая у меня родилась идея о необходимости симбиоза ГТИ и ЗТС, ведь 50% регистрируемых параметров идентичны. С экономической точки зрения такие партии были бы более привлекательны, особенно сейчас, когда все учатся считать деньги. И еще раз повторюсь: на сегодняшний день нет универсального вида исследований при строительстве скважин, способного исключительно собой заменить полностью все остальные.

 

Наши партнёры

        

 

     

          

      

 

      

     

User login