ЗАДАЧИ
Разработка Лабаганского месторождения началась в 2015 г. Лабаганское месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе, в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (проектный горизонт – P1ar, нижняя пермь, артинский ярус, карбонатный коллектор) (рис. 1). В 2017-м успешно внедрена технология бурения многозабойных скважин. Было запланировано бурение четырех многозабойных горизонтальных скважин с пятью боковыми стволами – технология «fishbone» (рис. 2)
Подобные скважины в мощных карбонатных коллекторах, характеризующихся вертикальной трещиноватостью, позволяют значительно повысить объемы добычи и коэффициент извлекаемости нефти, обеспечивая более эффективный приток флюида из пласта при значительном снижении общих затрат на бурение и заканчивание скважин.
ПРЕДЛОЖЕННЫЕ РЕШЕНИЯ
Опыт компании «Шлюмберже», приобретенный при бурении многозабойных скважин как в различных регионах РФ, так и на локациях по всему миру, позволил применить полученные знания и технологии на Лабаганском месторождении, где впервые в истории региона была внедрена технология «fishbone».
В IV квартале 2017 г. пробурена первая скважина проекта — № 2057 куста 8.
Тогда впервые в регионе была успешно использована технология широкополосного волнового акустического каротажа во время бурения SonicScope*, совместно с нейтронно-плотностным каротажом во время бурения adnVISION* и многозондовым индукционным каротажем ImPulse*. Первоначальный опыт и данные каротажа в процессе бурения для анализа и оптимизации проекта, полученные при бурении скважины № 2057, позволили достичь рекордных показателей при строительстве последующих скважин.
В январе 2018 г. пробурена вторая скважина проекта и первая с пятью горизонтальными окончаниями — № 2064 куста 7, где наиболее успешно была внедрена технология многоствольного бурения, с учетом опыта полученного при бурении скважины № 2057.
На этапе планирования при тесном взаимодействии инженерной группы компании «Шлюмберже» со специалистами компании Заказчика и подрядчиками по долотному сервису на основании предоставленных данных по скважинам-кандидатам и опыта, полученного при строительстве скважины № 2057, были выполнены анализ данных, а также планирование и инженерный расчет по следующим направлениям:
• Профиль скважины оптимизирован с учетом фактически достигнутых пространственных интенсивностей при использовании роторно-управляемых систем в секциях скважины под эксплуатационную колонну и интервалах зарезки боковых горизонтальных стволов.
• Построены несколько вариантов профилей всех горизонтальных окончаний и подобран оптимальный вариант с учетом геологических особенностей разреза (наличие тектонических разломов) (рис. 3).
• Составлены оптимальные КНБК для секций 219,1 и 152,4 мм с учетом того, что бурение скважин планировалось при помощи роторно-управляемых систем. Произведен расчет нагрузок на бурильную колонну при бурении и гидравлический расчет для секций 219,1 и 152,4 мм
• По результатам анализа бурения секции 219,1 мм скважины № 2057 выданы рекомендации по оптимизации дизайна долота для снижения риска сальникообразования.
• На основании данных, полученных при бурении горизонтального участка 152,4 мм, скважина № 2057, рекомендовано к использованию долото MDSI711LWQBPX компании Smith Bits, a Schlumberger Company. Рекомендация разработана с учетом необходимости обеспечения требуемой интенсивности набора параметров кривизны при работе с роторно-управляемой системой и проведения зарезки боковых стволов в открытом стволе.
• Разработана процедура срезки, составленная с учетом того, что подобный опыт срезок в открытом стволе с роторно-управляемыми системами в карбонатном коллекторе в данном регионе отсутствовал. Первая срезка проведена наиболее консервативным методом для понимания возможностей и рисков. Дальнейшая оптимизация процедуры срезки производилась в реальном времени при бурении скважины № 2064.
ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ
При бурении секции 152,4 мм скважины № 2057 впервые в регионе был успешно использован прибор акустического каротажа SonicScope*. Подготовительный этап включал в себя встречи с Заказчиком для обсуждения технологий каротажа во время бурения и предварительные инженерные расчеты. В состав КНБК для бурения интервала входили: телеметрия/каротажный зонд удельных сопротивлений ImPulse*; прибор акустического каротажа SonicScope*; нейтронный каротажный зонд adnVISION* в сочетании с ВЗД и РУС. В процессе бурения был произведен акустический расчет пористости разбуриваемой породы, и результат был откалиброван на пористость, полученную по по методике ELAN (метод, который реализует подход через одновременное решение системы линейных и нелинейных петрофизических уравнений, связывающих показания соответствующих геофизических методов с объемным содержанием компонент модели (минералов, флюидов) и их петрофизическими свойствами). Высокое качество данных, полученных как в реальном времени, так и записанных в память прибора, позволило успешно использовать их при работе на последующих скважинах (рис. 4).
Для бурения интервала было использовано PDC долото иного производителя в двух рейсах с ВЗД и РУС.
Скважина № 2064.
Для секции скважины диаметром 219,1 мм была произведена смена дизайна долота в соответствии с рекомендациями инженера по бурению. КНБК включала роторно-управляемую систему PowerDrive Х6* и телеметрию SlimPulse*.
В секции 152,4 мм, пробуренной с использованием РУС PowerDrive Х6*, было впервые на проекте использовано PDC долото MDSi711 компании Smith Bits, a Schlumberger Company. Достигнутые результаты указаны далее. Каротажный комплекс был идентичен тому, который использовался при бурении скажины № 2057 за исключением прибора широкополосного волнового акустического каротажа SonicScope*.
РЕКОРДЫ И ДОСТИЖЕНИЯ
При бурении скважины № 2064 куста 7 Лабаганского месторождения достигнуты следующие результаты и установлены следующие рекорды региона:
• Оптимизация траектории, исходя из полученного опыта, фактически достигнутых пространственных интенсивностей и режимов позволила осуществить бурение каждой из двух секций скважины 219,1 и 152,4мм в один рейс с применением РУС PowerDrive Х6* без дополнительных СПО.
• Помимо оптимальной траектории, разработанные рекомендации по
долотному сопровождению позволили избежать сальникообразования при бурении секции 219,1 мм, что приводило к дополнительным подъемам при бурении предыдущей скважины. Было рекомендовано однорядное долото с увеличенным межлопастным пространством. В результате подбора буровых долот в соответствии с разработанными рекомендациями количество рейсов бурения на секцию под эксплуатационную колонну сократилось с 5 до 1.
• Применение долота MDSI711 Smith Bits, a Schlumberger Company рекомендованного дизайна при бурении горизонтального участка 152,4 мм позволило успешно осуществить четыре последовательные срезки в открытом стволе в карбонатном коллекторе с использованием РУС впервые в регионе. Количество рейсов для бурения горизонтальных участков сократилось с 2 до 1 при увеличении метража в более чем в 2 раза.
• Рекордным показателем также является самый протяженный рейс в секции 152,4 мм в регионе – 1525м, общее время циркуляции – 285,5 ч, операционное время – 354,3 ч.
• Проведена оптимизация процесса срезки с РУС в процессе бурения скважины № 2064. По результатам первой срезки предложено изменение процедуры, что привело к сокращению сроков строительства скважины на 16 часов даже с учетом дополнительных 12 часов на повторную наработку кольцевого уступа при зарезке третьего бокового ствола. По итогам работы получен ценный опыт, оптимальные параметры и продолжительность каждого из этапов процесса срезки, что наглядно продемонстрировано сокращением времени при зарезке четвертого и пятого боковых стволов (рис. 5).
• Впервые в регионе был использован прибор широкополосного волнового акустического каротажа во время бурения SonicScope*. Наличие этого прибора в КНБК позволило сократить сроки строительства скважины путем полного исключения необходимости проведения ГИС. Также результаты обработки данных каротажа были использованы для корреляции горизонтальных скважин с опорными вертикальными.
ТЕКУЩИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА И ПЛАНЫ
К настоящему моменту пробурено четыре многозабойные скважины на трех кустах Лабаганского месторождения со следующими показателями:
1. Скважина № 2057 куста 8:
— общий метраж – 2209 м по стволу;
— произведено 9 рейсов КНБК, включая рейсы для шаблонировки ствола и разбуривание оснастки 178мм обсадной колонны;
— пробурено 2 боковых горизонтальных ствола общей протяженностью 701 м по стволу.
2. Скважина № 2064 куста 7:
— общий метраж — 2920 м по стволу;
— произведено 4 рейса КНБК, включая рейсы для разбуривания оснастки обсадных колонн;
— пробурено 5 боковых горизонтальных стволов общей протяженностью 1525 м по стволу.
3. Скважина № 2024 куста 3а:
— общий метраж — 2850,4 м по стволу;
— произведено 5 рейсов КНБК, включая рейс для разбуривания оснастки 178 мм обсадной колонны;
— пробурено 4 боковых горизонтальных ствола общей протяженностью 1598,4 м по стволу.
4. Скважина № 2014 куста 3а:
— общий метраж — 2788 м по стволу;
— произведено 7 рейсов КНБК, включая рейс для шаблонировки;
— пробурено 4 боковых горизонтальных ствола общей протяженностью 1521 м по стволу.
Непроизводительное время по вине подрядчика по наклонно-направленному бурению отсутствует.
Наиболее ценным результатом являются тестирование и отработка технологии бурения многозабойных скважин в регионе, включая процедуру зарезки боковых стволов, подбор оборудования для бурения и исследования скважин во время бурения, создание карты рисков и методов борьбы с осложнениями во время бурения. Технологическая эффективность проекта позволяет рекомендовать бурение многозабойных скважин в будущем при условии экономической обоснованности.
