Залежи нефти в алевропесчаниках радаевско-бобриковских отложений, являющиеся вторым по запасам нефти эксплуатационным объектом на ряде крупнейших месторождений Татарстана, во второй половине 90-х гг. прошлого столетия вступили в четвертую стадию разработки. Разработка их, начатая в 1970 г., как правило, осуществляется в сложных геолого-физических условиях, обусловленных неоднородностью пластов и повышенной или высокой (21–44 мПа∙с) вязкостью насыщающих их нефтей. На Ромашкинском месторождении многочисленные скопления нефти (более 80) в настоящее время объединены в 14 укрупненных (по принадлежности к территориям НГДУ (нефтегазодобывающих управлений) залежей. Общее число эксплуатирующих залежи нефти этого объекта на месторождении скважин превысило 4500, из которых 22,5 % – это возвращенные с других горизонтов скважины; при этом 7,6 % скважин являются бездействующими по причине низкого дебита и высокой обводненности продукции [1].
По мнению Н.Н. Лисовского, М.М.Ива-новой и др. [2], запасы нефтяных залежей в четвертой стадии в комплексе заслуживают названия «супертрудноизвлекаемых», поскольку они осложнены предшествующими технологическими процессами и недостатками в работе и состоят из нескольких видов трудноизвлекаемых запасов, сосредоточенных в межскважинном пространстве вследствие «ухудшения подвижности вытесняемой нефти», в низкопроницаемых прослоях, в не затронутых процессом заводнения зонах, «в периферийных неразбуренных частях водонефтяных зон объекта с небольшой нефтенасыщенной толщиной» и других причин. И это в полной мере относится к рассматриваемому объекту, что обусловлено в первую очередь его геолого-физическими особенностями. Еще в 1973 г. исследователями отмечалось [3], что степень неоднородности залежей радаевско-бобриковского горизонта намного выше таковой для пластов базисного горизонта ДI: в частности, по прерывистости пласты рассматриваемых горизонтов весьма схожи с верхними, наиболее неоднородными пластами горизонта ДI центральных и южных площадей Ромашкинского месторождения.
В процессе же разбуривания залежей нефти в нижнекаменноугольных пластах, а также уплотнения сетки скважин по девонским объектам, представления об особенностях геологического строения и границах распространения терригенных коллекторов радаевско-бобриковского горизонта существенно изменялись [4]. В работе [5] получены еще более убедительные данные по объемной и, в первую очередь, зональной неоднородности пластов радаевско-бобриковского горизонта. Так, вероятность вскрытия коллектора на Ромашкинском месторождении составляет всего 0,322, процент совпадения параметров по скважинам-дублерам с таковыми по основной скважине, как правило, невелик, а что касается групп пород (песчаники, алевролиты, неколлекторы), то он не превышает 55 %. Из этого следует, что, во-первых, расстояние между отдельными линзами, полосами коллекторов может быть меньше расстояния между скважинами [6]; во-вторых, при такой высокой неоднородности пластов рассматриваемых залежей (коэффициент вариации по проницаемости по данным анализа керна 1,50 [5]) формируется значительная часть тупиковых и застойных зон при их разработке. Таким образом, сложность строения данного эксплуатационного объекта обусловлена прерывистым строением пластов; кроме того, на положительных структурах нередко наблюдаются отрицательные формы рельефа, с которыми связаны «водоносные окна».
Экспериментальные работы на созданном на залежи № 5 Ромашкинского месторождения опытном участке со стеклопластиковыми обсадными трубами в эксплуатационных скважинах показали, что традиционное заводнение при обычном для этих объектов размещении скважин (с шагом 400 – 500 м) не обеспечивает запроектированной нефтеотдачи даже в условиях непрерывного пласта: согласно выполненным исследованиям [6, 7], охват пластов заводнением составляет всего 0,40 по площади и 0,26 по толщине, т.е. коэффициент извлечения нефти (КИН) не превысит 0,32. Поэтому достижение проектных значений КИН (в среднем около 0,41) возможно за счет дальнейшего уплотнения сетки скважин [6], широкого применения методов повышения нефтеотдачи, а также оптимизации режимов работы добывающих и нагнетательных скважин.
Наиболее эффективным и экономичным способом довыработки остаточных запасов нефти из тупиковых и водонефтяных и зон с использованием ранее пробуренного фонда скважин, находящихся в простое из-за аварий или по другим (в том числе и геологическим) причинам, является реконструкция части имеющегося фонда скважин путем строительства боковых (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) [8, 9]. Если забурка БС в условиях высокой неоднородности пластовой системы связана с риском вскрытия непродуктивных пород, то метод бурения БГС позволяет существенно (в 2 – 10 раз) повысить дебиты скважин за счет использования большей части ствола существующей скважины [10].
Рассмотрим опыт забурки БГС на одной из укрупненных залежей Ромашкинского месторождения. Отложения радаевско-бобриковского горизонта в ее пределах представлены четырьмя продуктивными пластами, индексируемыми в промысловой практике как Сбр-4 (относится к данному продуктивному горизонту, но по возрасту тульский), Сбр-3, Сбр-2 и Сбр-1 (сверху-вниз), из которых, по данным ТатНИПИнефти, наиболее распространенными по площади залегания являются пласты Сбр-3 и Сбр-2, часты их слияния. Маломощные пласты Сбр-4 и Сбр-1 имеют линзовидный характер распространения – доля коллекторов в общей продуктивной площади всего 0,190 и 0,109 соответственно. Коэффициенты песчанистости и расчлененности составляют, соответственно, 0,57 и 1,49, а вероятность вскрытия коллектора — 0,423, что в несколько раз выше, чем по месторождению в целом. На 01.01.2018 г. отобрано нефти 61 % от НИЗ (начальных извлекаемых запасов), (текущий КИН 25 %) при обводненности продукции 73 %.
По залежи в целом технологическая эффективность бурения БГС подтверждается тем, что, начиная с 2001г., наряду со стабилизацией, наблюдается небольшой рост средних дебитов нефти на скважину. Для анализа эффективности данного вида геолого-технологического мероприятия (ГТМ) и оценки факторов, влияющих на производительность скважин, вся выборка их с БГС разделена на три группы. В первую группу вошли скважины, в которых забурка бокового ствола выполнена из-за обводненности пластов (табл. 1).
В результате забурки БГС в скважинах этой группы в целом средний дебит по жидкости увеличился в 2,4 раза, дебит по нефти – в 8,1 раза (он составил 10,5 т/сут против 1,3 т/сут до мероприятия), а обводненность продукции снизилась в 3,3 раза. В дальнейшем при использовании более мощных глубинных насосов в ряде скважин стало возможным увеличить дебит по жидкости еще в 2 раза, что позволило удерживать средний дебит нефти по ним на достаточно высоком уровне для условий высоковязкой нефти – около 8,0 т/сут.
Технология с зарезкой БГС позволяет использовать не только обводнившиеся скважины, но и скважины, вскрывшие зону отсутствия коллекторов (табл.2). Они включены нами при анализе во вторую группу, а третью группу составили скважины, в которых БГС пробурены из водоносной (законтурной) части пласта.
Более низкие показатели скважин третьей группы с БГС, очевидно, обусловлены двумя факторами:
а) с незначительной длиной горизонтального участка – до 35 м; б) вскрытием продуктивных пластов на крыльях положительных структур, т.е. на невысоких гипсометрических отметках.
На рис. 1 приведены данные о накопленной добыче по трем группам скважин. Выборка по второй и третьей группам небольшая, но обращает на себя внимание то, что скважины этих групп имеют весьма незначительную длину горизонтального участка, сопоставимую со вскрытой толщиной наклонно-направленной скважины с большим углом набора.
Далее в рамках данного исследования проведено следующее:
1. Анализ влияния длины горизонтального участка на добывные возможности скважин с БГС.
В зависимости от длины горизонтального (условно-горизонтального) участка вся выборка скважин с БГС разделена на две подгруппы: 1) длина от 10 до 50 м, 
2) длина 60 – 190 м. Как оказалось, по ним наблюдается достаточно ощутимое различие по показателям разработки (табл. 3): максимальный уровень добычи нефти в среднем на одну скважину в первом случае составил 550 т/мес., а во втором — 900 т/мес., что говорит о преимуществе применения забурки БГС с длиной горизонтального участка ствола в среднем около 150 м и более.
За время эксплуатации на одну скважину в год добывалось 2,4 тыс. т и 6,0 тыс. т нефти соответственно при средней длине горизонтального участка 37 м и 138 м.
2. Оценка влияния расстояния точки вскрытия от основного ствола на объем добываемой продукции.
В зависимости от удаленности точки вскрытия продуктивного пласта БГС от основного ствола скважины из обводнившегося фонда нами также разделены на две подгруппы – с отходом от основного ствола на 100 – 250м и 250 – 450 м (табл. 3). За первые 5,5 лет эксплуатации при отходе точки вскрытия пласта БГС от основного ствола в среднем на 166 м по первой подгруппе прослеживается монотонное падение добычи нефти. При отходе от основного ствола на 250 м и более (вторая подгруппа скважин) темп падения добычи нефти на протяжении 27 мес. не только ниже, но затем на протяжении в течение последующих 16 мес. наблюдается стабилизация добычи нефти при росте добычи жидкости (рис. 2).
3. Оценка влияния плотности сетки скважин, сложившейся на участке перед забуркой БГС.
Как показывают проведенные исследования (табл.3), этот фактор также необходимо учитывать при планировании данного ГТМ. Тем не менее, при первичной плотности сетки скважин 7 – 10 га/скв. уплотнение сетки скважин в условиях высокой зональной неоднородности пластов не приводит к заметной интерференции скважин.
В условиях залежей зонально и послойно неоднородного радаевско-бобриковского продуктивного горизонта результаты проведенных исследований позволяют утверждать как о технологической эффективности бурения БГС на четвертой стадии разработки, так и о необходимости учета ряда технологических факторов, влияющих на эффективность мероприятия.
Разумеется, «при потребующемся массовом бурении вторых … стволов из обводнившихся скважин … необходимо предварительное выявление положения нефтенасыщенных участков горизонта» [1]. В то же время возможности современных методов моделирования процессов разработки и вытеснения нефти из продуктивных пластов с учетом геологических и технических условий далеко не всегда позволяют с достаточной степенью вероятности определять наиболее перспективные зоны для довыработки остаточных запасов нефти. Поэтому при выборе скважин под забурку БГС, очевидно, помимо использования результатов моделирования следует принимать во внимание геологические и технологические факторы.
ВЫВОДЫ
1. В целом забурка БГС из скважин неоднородного объекта с вязкой нефтью дает технологический эффект и на четвертой стадии разработки.
2. Для забурки БГС на многоэтажном Ромашкинском месторождении, наряду с обводнившимися скважинами радаевско-бобриковского фонда, рекомендуется использование отработанных скважин базисного девонского фонда, и в первую очередь тех из них, которые вскрыли зону отсутствия коллекторов.
3. Наибольший технологический эффект от данной технологии отмечается при зарезке БГС со вскрытием пласта на расстоянии не менее 200 м от основного ствола и с большей длиной горизонтального участка (не менее 150 м). Эти параметры следует закладывать при моделировании вариантов разработки с уплотнением сетки скважин.
Экономическая эффективность данного вида ГТМ на рассматриваемом объекте Ромашкинского месторождения также очевидна (окупается примерно за три года при соблюдении ряда перечисленных выше условий).
