Сопровождение бурения горизонтальных скважин


Геологическое сопровождение бурения горизонтальных скважин в режиме реального времени на Ванкорском месторождении

УДК 622.243.24

Геологическое сопровождение бурения горизонтальных скважин в режиме реального времени на Ванкорском месторождении

Р.А. Малахов, И.Ф. Шарипов (ОАО «НК «Роснефть»), В.Ю. Малясов, О.В. Корольков, С.Л. Ядрышников (ЗАО «Ванкорнефть»)

Real-time horizontal well placement (geosteering) at Vankorskoye field

R.A. Malakhov, I.F. Sharipov (Rosneft Oil Company OJSC), V.Yu. Malyasov, O.V. Korolkov,

S.L. Yadryshnikov (Vankorneft CJSC)

A well placement methodology for long horizontal wells in high heterogeneous formation is defined. The use off three-dimensional geological model for planning horizontal wells allows to minimize geological risks and capital expenses. Special software is used for geosteering utilizing logging while drilling.

Ключевые слова: бурение горизонтальных скважин, геологическое сопровождение бурения, максимальная продуктивность скважин, синтетический каротаж, каротаж в режиме реального времени, оперативность передачи и интерпретации данных. Адрес для связи: [email protected]

> Коллектив авторов, 2010

Геологическое сопровождение бурения горизонтальных скважин (ГС) на Ванкорском месторождении выполняется в соответствии с основными методологическими требованиями к разработке нефтяных и газонефтяных месторождений с учетом особенностей их геологического строения.

В статье описывается комплекс мероприятий для проведения работ по геологическому сопровождению бурения ГС. Применяемая методология принятия технико-технологических решений разработана на основе передовой отечественной и зарубежной практики для максимально эффективного вовлечения в разработку запасов углеводородов при минимизации капитальных вложений и геологических рисков [1-3].

Краткая геологическая характеристика

Ванкорского месторождения

Ванкорское нефтегазоконденсатное месторождение представляет собой многоплановый объект, где каждый продуктивный горизонт имеет свои геологические и геофизические особенности, на основании которых выделены пять основных пластов (см. таблицу), коллекторы относятся к терригенному поровому типу. Залежи пластово-сводовые, массивные, литологически ограниченные, залегание конформное в пределах Ванкорской структуры. Пласты Як111_уп и НхПНу имеют газовые шапки, занимающие соответственно 20 и 35 % площади пласта. Данные объекты характеризуются высокой неоднородностью как по вертикали, так и по латерали, проницаемость по разрезу варьирует от 0,001 до 3,5 мкм2.

Методология геологического сопровождения бурения

горизонтальных участков скважин

Основная цель сопровождения бурения ГС - достижение максимальной эффективной длины горизонтального ствола скважи-

Показатели Пласт

Длми Якммж СД|х НХ| HXIII-IV

Абсолютная отметка, м, принятого: ГНК -1601 -2716

ВНК -979 (ГВК) -1646 (средний) -2379 -2667 -2759 (средний)

Толщина, м: средняя общая 29 82 41 21 62

нефтенасыщенная - 19,1 5,3 6,3 17,3

газонасыщенная 11,2 5,9 - - 16,5

Проницаемость, 10 -3мкм2 1280 480 40 20 240

Средняя пористость 0,26 0,27 0,20 0,20 0,20

ны путем его размещения в наиболее продуктивной нефтенасы-щенной части пласта. При этом учитываются геологические особенности и технические ограничения для обеспечения наиболее полной выработки извлекаемых запасов нефти и достижения максимальной продуктивности скважины.

Моделирование и проектирование горизонтального участка скважины

Перед началом бурения ГС составляется геологический проект на бурение, который разрабатывается в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку месторождения. Условно геометрия горизонтального участка характеризуется тремя основными точками, или целями: Т1 - точка посадки эксплуатационной колонны, начало горизонтального ствола; Т2 - точка, в которой происходит набор зенитного угла до 90° или значительное уменьшение пространственной интенсивности искривления ствола; Т3 - точка окончания горизонтального ствола.

Основной задачей геологической службы сопровождения бурения скважин является расположить эти точки в наиболее бла-

гоприятных геологических условиях (максимальные проницаемость и эффективная нефтенасыщенная толщина) с учетом дренирования запасов нефти по всей толщине объекта разработки. При этом учитывается текущая геолого-промысловая характеристика района бурения проектной ГС: результаты геофизических исследований и испытаний пробуренных скважин; текущий режим работы окружающих добывающих скважин; положение ГНК и ВНК (принятое и текущее по соседним скважинам); ожидаемые текущие значения пластового давления, а также обосновывается необходимость бурения «пилотного» ствола.

Одной из основных составляющих при обосновании заложения новой ГС являются результаты гидродинамического моделирования, включающие:

- обоснование геологических и извлекаемых запасов нефти в зоне дренирования скважины;

- результаты адаптации гидродинамической модели и прогноз технологических показателей эксплуатации скважины (дебита жидкости и нефти, обводненности, забойного давления, газового фактора, накопленной добычи жидкости и нефти) на 10 лет;

- обоснование местоположения и длины ГС, забойного давления.

Для оценки эффективности заложения ГС рассчитываются как

минимум три варианта расположения точек Т2 и Т3, далее выбирается базовый вариант с максимальной накопленной добычей нефти за расчетный период.

Метод двумерного синтетического каротажа

На эффективность проводки горизонтального ствола скважины в основном влияют два геометрических фактора: неопределенность поведения структуры пласта в межскважинном пространстве; неопределенность замеров инклинометрии ствола скважины при бурении.

Геометрия кровли пласта в реальных условиях может значительно отличаться от представления о строении пласта даже при наличии детальной трехмерной геологической модели, построенной на основе данных 3D сейсморазведки. Отличие может быть обусловлено несколькими причинами: погрешностью замеров инклинометрии; неточностями корреляции разреза; неточностями привязки кривых каротажа по стволу скважины. При геологическом сопровождении бурения ГС использования обычной методики внутрипластовой корреляции разреза по вертикали недостаточно с момента, как произошел первый перегиб горизонтального участка с увеличением зенитного угла более 90°.

В настоящее время одной из наиболее эффективных методик, применяемых при геологическом сопровождении бурения ГС в режиме реального времени, является метод двумерного синтетического каротажа (ДСК), основанный на создании синтетического каротажа по стволу и его настройке на фактичес -кий каротаж (рис. 1). При этом решается задача по определению положения ГС в разрезе относительно кровли и подошвы

Рис. 1. Пример использования ДСК при сопровождении бурения горизонтального ствола

пласта. Основным преимуществом специализированного программного обеспечения, использующего данный метод, является возможность оперативно принимать решения по корректировке траектории ГС в процессе бурения. При этом требуется минимум исходной информации, которая всегда имеется в наличии:

1) результаты каротажа и инклинометрии соседних скважин, включая пилотный ствол;

2) альтитуда стола ротора соседних скважин и ГС;

3) данные замеров инклинометрии и каротажа в процессе бурения ГС;

4) данные геолого-технологических исследований в процессе бурения.

Настройка синтетического каротажа на фактический проводится во время бурения. Для нее, как правило, используют гамма-каротаж, записанный как во время бурения, так и в результате проведения геофизических исследований скважины (ГИС). При записи расширенного комплекса каротажа в процессе бурения дополнительно могут использоваться данные каротажа сопротивлений, нейтронного и плотностного.

В сложившейся практике при геологическом сопровождении километровых ГС на Ванкорском месторождении в пластах, характеризующихся высокой горизонтальной и вертикальной неоднородностью (пласты Як111_уп и Нхш_1у), число корректировок плановой траектории достигает 10-12 при бурении горизонтальной секции ствола скважины.

Бурение и работа с данными, полученными в процессе бурения

При геологическом сопровождении бурения горизонтального участка анализируются следующие данные, доступные в процессе бурения: 1) замеры инклинометрии; 2) результаты каротажа; 3) материалы геолого-технологических исследований. Замеры инклинометрии обычно передаются через каждые 25 м по стволу, но в зависимости от степени неопределенности текущей геологической обстановки это расстояние может составлять 9-14 м. В практике часто оперируют двумя понятиями:

к к! 1чч 1 ШГшк&^В^

Плотностной и нейтронный каротаж и _а Инклино-метрия Зонды сопротивления, ' гамма-каротаж

Рис. 2. Схема компоновки РУС с геофизическим комплексом

точка фактического снятия замера (замер) и прогноз на долото (прогноз) [1].

При проводке ГС используется роторная управляемая система (РУС) с геофизическим оборудованием, позволяющая записывать геофизические параметры горизонтального участка с целью определения насыщенности и литологических свойств пласта, снимать замеры пространственного положения текущего забоя и передавать полученную информацию в режиме реального времени (рис. 2). Для данной компоновки расстояние между последним замером и прогнозом на долото составляет 10-12 м (зона непромера) [4].

Основными данными для принятия решений по корректировке траектории являются результаты гамма-каротажа, показания зондов сопротивления, плотностного, нейтронного каротажа и замеры инклинометрии. На рис. 3 приведен пример передачи данных каротажа и параметров бурения в режиме реального времени.

Рис. 3. Передача данных каротажа в режиме реального времени

Оперативность взаимодействия и система принятия решений по корректировке траектории ГС

Оперативность принятия решений и слаженность взаимодействия различных заинтересованных сторон (служб) при бурении ГС оказывает решающее влияние на эффективность проводки скважин и их эксплуатационные характеристики. Система принятия решений по корректировке траектории ГС удовлетворяет следующим требованиям:

- нацеленность на достижение максимальной эффективной длин

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

naukarus.com

Планирование бурения и геонавигация наклонно-направленных скважин (НС), ГС, БС, БГС

Компания «Геонавигационные Технологии» предоставляет комплекс услуг по планированию скважин для бурения, а также по геологической проводке горизонтальных и наклонно-направленных скважин (геонавигации).

Планирование бурения

Комплекс услуг по планированию к бурению включает:

  • Построение детальных секторных геологических и гидродинамических моделей месторождения
  • Определение участков пласта с остаточными/текущими запасами (рейтинг зон/ячеек разработки) для выработки путем бурения новых скважин или боковых стволов.
  • Прогноз дебита и добычи для новых скважин (НС/ГС, БС/ БГС)
    • На основе геометрии пласта, седиментологии и коллекторских свойств пласта, истории добычи скважин (ГМ и ГДМ), аналитическая оценка дебита жидкости и обводненности.
    • Моделирование различных вариантов (наклонно-направленный ствол, горизонтальный ствол, поддержание пластового давления, ГРП и т.д.)
  • Составление рейтинга скважин-кандидатов для бурения, определение целесообразности бурения скважины:
    • Наибольший первоначальный дебит
    • Максимальная накопленная добыча
    • Кратчайший период окупаемости
  • Для зарезки боковых стволов: выбор кандидатов скважин из существующего фонда скважин (не работающих) для зарезки бокового ствола (БС и БГС):
    • Проверка тех.состояния скважин
    • Оценка текущего положения ВНК на участке
    • Оценка положения фронта нагнетаемой воды (профили приемистости, ПГИ)
    • Оценка рисков добычи (риски прорыва трещины ГРП в обводненную часть и т.д.)
  • Подготовка геологического проекта на бурение скважины
    • Геологическое обоснование бурения скважины
    • Подготовка наиболее оптимальной траектории скважины
    • Определение конструкции скважины с учетом экономической эффективности
    • Определение необходимости бурения пилотного ствола (для ГС и БГС)
    • Оценка геологических рисков бурения (АВПД/АНПД, структуры пласта, наличие выклиниваний и т.д.)
    • Оценка технических рисков бурения
    • Геологическая программа бурения
    • Рекомендации по подбору оптимальной КНБК

Геологическая проводка скважин (Геонавигация)

Услуги по геологической проводке скважин включают:

  1. Подготовительная часть:
    • Построение секторной геологической модели пласта
    • Определение наиболее оптимального размещения стола скважины в пласте
    • Построение двумерной модели пласта, расчет синтетического каротажа вдоль планируемой траектории скважины
    • Моделирование сценариев поведения структуры пласта
    • Оценка неоднородности коллектора по латерали и по вертикали
    • Оценка неопределенности замеров инклинометрии ствола скважины при бурении
    • Обсуждениедеталей бурения с заказчиком: проектной траектории скважины, геологических целей, анализ рисков
    • Подбор оптимального комплекса каротажа во время бурения
    • Согласование схемы коммуникации между заказчиком, инженерами по геонавигации, подрядчиком по бурению скважины
  2. Круглосуточная геонавигация (оптимизация траектории скважины) в режиме реального времени (удаленная или в офисе заказчика):
    • Анализ и интерпретация каротажа во время бурения
    • Интерпретация азимутального каротажа (имиджа ствола) скважины
    • Приземление ствола на кровлю пласта
    • Обновление двумерной модели пласта согласно поступающей геологической информации
    • Выдача рекомендаций по корректировке траектории скважины для удержания ствола в целевом интервале
    • Размещение горизонтального ствола согласно геологическим задачам
  3. Подготовка финального отчета по геологической проводке скважины:
    • Подготовка отчета по проводке скважины
    • Расчет эффективности проводки скважины
    • Анализ качества принимаемых решений
    • Рекомендации для последующих скважин
  4. Обновление секторной геологической модели на основе новых данных.

geosteertech.ru

Курс: Геологическое сопровождение бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин

О курсе:

Курс предназначен для геологов и специалистов по геологическому сопровождению бурения скважин. Слушатели познакомятся с основами геонавигации. Программа обучения включает в себя курс лекций, пакет тематических презентаций, авторские наработки и большое количество практических заданий.

По окончании курса участники:

  • будет иметь базовые знания о строительстве горизонтальных скважин и зарезке боковых горизонтальных стволов;
  • получат глубокие познания в области организации процесса геологического сопровождения бурения;
  • будут способны сформировать оптимальный список необходимых ГИС и подготовить первоначальную модель геонавигации;
  • смогут настроить совместную работу программного обеспечения, вовлеченного в геонавигацию;
  • получат полное понимание принципов построения и интерпретации азимутальных данных (в том числе и имиджей);
  • освоят современные методики геонавигации, будут знать сильные и слабые стороны, наилучшие области применения каждой из них;
  • смогут производить геонавигацию скважины от начального этапа до процесса оценки эффективности принятых решений;
  • будут иметь навыки работы во всех модулях ПК «Geonaft».

Содержание курса

1. Введение

2. Типы скважин 2.1.   Вертикальные скважины 2.2.   Наклонно направленные скважины 2.3.   Боковые стволы 2.4.   Горизонтальные скважины и горизонтальные боковые стволы 2.5.   Ситуация с бурением ГС в РФ и в мире

2.6.   Актуальные задачи и проблемы бурения ГС

3. Геонавигация 3.1.   Основные понятия и определения 3.1.1.     Зенитный угол, азимут, интенсивность искривления траектории 3.1.2.     Горизонтальный отход и длина профиля скважины 3.1.3.     Истинная, вертикальная и кажущаяся вертикальная мощности пласта 3.1.4.     Угол напластования, угол напластования в разрезе скважины и угол между стволом и напластованием 3.1.5.     Определение геонавигации 3.1.6.     Погрешности и неопределенности при бурении 3.1.7.     Цели и задачи геонавигации 3.2.   Необходимые компоненты успеха 3.2.1.     Персонал 3.2.1.1.           Состав команды специалистов по геонавигации 3.2.1.2.           Схемы взаимодействия персонала 3.2.2.     Программное обеспечение (ПО) 3.2.2.1.           ПО для 3D моделирования и планирования траектории скважины 3.2.2.2.           ПО для передачи данных с буровой в офис в режиме реального времени 3.2.2.3.           ПО для геонавигации скважины 3.2.2.4.           Цели и задачи каждого из видов ПО 3.2.2.5.           Взаимодействие ПО до, во время и после бурения 3.2.2.6.           Форматы LAS и DLIS 3.2.3.     Знание геологии месторождения 3.2.3.1.           Геология месторождения 3.2.3.2.           Ожидаемые результаты каротажей 3.2.3.3.           Оценка рисков для ключевых глубин 3.2.3.4.           Опыт и лучшие практики бурения 3.2.4.     Оборудование и приборы 3.2.4.1.           Основные методы каротажа ГИС 3.2.4.2.           Принципы работы 3.2.4.3.           Факторы, влияющие на методы ГИС 3.2.4.4.           Область применения и ограничения 3.2.4.5.           Особенности использование в горизонтальных скважинах 3.2.4.6.           Выбор оптимального комплекса ГИС в горизонтальном стволе 3.2.5.     Азимутальные данные (имиджи) 3.2.5.1.           Типы имиджей 3.2.5.2.           Примеры использования 3.2.5.3.           Вопросы качества азимутальных данных 3.2.5.4.           Причины возникновения искажений 3.2.5.5.           Примеры дефектов записи имиджей 3.2.5.6.           Типичные ошибки интерпретации 3.2.5.7.           Динамическая и статическая закраска имиджа 3.2.6.     Организация процесса. Подготовительный этап 3.2.6.1.           Сбор данных, анализ рисков 3.2.6.2.           Определение ролей и областей ответственности 3.2.6.3.           Подготовка траектории горизонтальной скважины 3.2.6.4.           Построение первоначальной модели геонавигации 3.2.6.5.           Отчет по моделированию перед началом бурения 3.2.7.     Геонавигация во время бурения 3.2.7.1.           Геонавигационный цикл 3.2.7.2.           Процесс геонавигации до посадки на кровлю целевого пласта 3.2.7.3.           Проводка скважины в целевом пласте 3.2.7.4.           Ежедневный отчет о геонавигации 3.2.8.     Анализ результатов, оптимизация 3.2.8.1.           Подготовка финального отчета 3.2.8.2.           Анализ качества принимаемых решений 3.2.8.3.           Оценка эффективности геонавигации 3.2.8.4.           Вынесенные уроки 3.2.8.5.           Изменение в статической геологической модели на основе финальной

одели геонавигации

4. Методы геонавигации 4.1.   Обзор методов геонавигации 4.2.   Метод сравнения каротажей 4.2.1.     Принцип работы метода, области применения 4.2.2.     Ограничения, сильные и слабые стороны метода 4.2.3.     Минимальный и оптимальный набор ГИС 4.2.4.     Примеры использования 4.3.   Определение структурного угла по азимутальному каротажу 4.3.1.     Принцип работы метода, области применения 4.3.2.     Ограничения, сильные и слабые стороны метода 4.3.3.     Минимальный и оптимальный набор ГИС 4.3.4.     Особенности метода при использовании имиджей и азимутальных данных по квадрантам 4.3.5.     Примеры использования 4.4.   Определение расстояния до границ пласта 4.4.1.     Принцип работы метода, области применения 4.4.2.     Метод инверсии каротажа сопротивления 4.4.3.     Ограничения, сильные и слабые стороны метода 4.4.4.     Примеры использования 4.5.   Стратиграфическая геонавигация 4.5.1.     Краткое описание метода 4.5.2.     Построение модели геонавигации 4.5.3.     Сложности применения методики 4.5.4.     Примеры использования 4.6.   Альтернативные методы геонавигации 4.6.1.     Структурная геонавигация 4.6.2.     Геонавигация на основе биостратиграфии

4.6.3.     Геонавигация на основе химостратиграфии

5. Упражнения 5.1.   Подготовка исходных данных, планирование траектории, построение первоначальной модели геонавигации 5.2.   Геонавигация методом сопоставления фактических и синтетических каротажей 5.3.   Геонавигация на основе азимутальных данных 5.4.   Сопоставление данных статической геологической модели и модели геонавигации 6. Программный комплекс «Геонафт» 6.1.   Терминология, используемая в ПК 6.2.   Структура ПК 6.3.   Цели и задачи каждого из модулей 6.4.   Главный модуль 6.4.1.     Базовый функционал 6.4.1.1.           Первоначальные настройки 6.4.1.2.           Создание и сохранение проекта 6.4.1.3.           Открытие и закрытие существующего проекта 6.4.2.     Загрузка исходных данных в проект 6.4.2.1.           Общие данные проекта 6.4.2.2.           Требования к данным, вводимым в программу 6.4.2.3.           Ввод данных по опорной скважине 6.4.2.4.           Ввод данных по фактической скважине 6.4.2.5.           Ввод данных плановой траектории 6.4.3.     Настройка отображения данных 6.4.3.1.           Отображение каротажа опорной скважины 6.4.3.2.           Отображение разреза скважины 6.4.3.3.           Цветовая шкала 6.4.3.4.           Отображение синтетического и фактического каротажей 6.4.4.     Навигация по разрезу 6.4.5.     Настройка синтетического каротажа на фактический 6.4.6.     Дополнительные функции ПК «GEONAFT» 6.5.   Модуль работы с имиджами и азимутальными данными по квадрантам 6.5.1.     Интерпретация имиджа ствола скважин 6.5.2.     Расчет угла падения пласта с использованием данных имиджа 6.5.3.     Расчет угла падения пласта с использованием азимутальных каротажных данных по квадрантам 6.6.   Moдуль Real-Time 6.6.1.     Запуск модуля 6.6.2.     Подключение к серверу 6.6.3.     Настройка соответствий 6.6.4.     Запуск режима Real-Time 6.7.   Модуль 3D 6.7.1.     Назначение модуля 6.7.2.     Загрузка исходных данных 6.7.3.     Настройка отображения данных 6.7.4.     Общие принципы геонавигации в модуле 3D 6.8.   Модуль для межскважинной корреляции 6.8.1.     Назначение модуля 6.8.2.     Принципы построения межскважинных корреляций 6.8.3.     Совместная работа с главным модулем 6.9.   Модуль геонавигации для сланцевых месторождений 6.9.1.     Отличия методики геонавигации 6.9.2.     Работа с углом падения пласта

6.9.3.     Взаимодействие с другими модулями

7. Упражнения 7.1.   Загрузка исходных данных в Геонафт. Визуализация и настройка интерфейса Главного модуля. 7.2.   Планирование скважины и подготовка проекта к геонавигации скважины 7.3.   Загрузка планируемой траектории. Загрузка данных фактической скважины. Работа с модулем Real-Time. Настройка изгиба пласта на основе фактических данных скважины. 7.4.   Интерпретация имиджа ствола скважины. Работа в модуле QI dip.

7.5.   Загрузка поверхностей/разломов и отображение в 3D.

www.petroleumengineers.ru

Геологическое сопровождение бурения

Департамент геологического сопровождения бурения (ДГСБ) был создан в ноябре 2012 года на базе специалистов департамента мониторинга разработки месторождений и Центра сопровождения проектов разработки и обустройства месторождений для повышения качества выполняемых работ в части планирования и геологического сопровождения бурения эксплуатационных скважин и зарезок боковых стволов. В состав департамента входят отдел геологического сопровождения бурения и сектор геологического сопровождения бурения зарезок боковых стволов и уплотняющих скважин.

Основные направления деятельности:

  • формирование и сопровождение рейтинга эксплуатационного бурения;

  • анализ результатов эксплуатационного бурения, выдача рекомендаций по повышению эффективности бурения с учетом новой геологической информации. Повышение качества планирования бурения с учетом современных технологий;

  • сопровождение бурения горизонтальных скважин и зарезок боковых горизонтальных стволов в режиме реального времени (геонавигация);

  • локализация остаточных запасов нефти с использованием постоянно действующих геолого-технологических моделей, а также секторного моделирования, с целью эффективной выработки запасов;

  • оперативное и перспективное планирование зарезок боковых стволов и уплотняющих скважин;

  • факторный анализ результатов бурения эксплуатационных скважин, ЗБС и УБ.

Технологии проектирования:

  • геологическое сопровождение бурения подразумевает решение широкого спектра аналитических задач, связанных с проектированием, мониторингом и анализом результатов бурения скважин с точки зрения геологии и разработки продуктивных пластов;

  • для стратегического и оперативного планирования новых скважин, департаментом ведется сопровождение рейтинга бурения, который составляется на основе проектного фонда защищенных проектно-технологических документов. Рейтинг бурения регулярно обновляется и,  при необходимости, оптимизируется на основе анализа новых геолого-промысловых данных, а также постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений. Рейтинг бурения является основой для формирования пятилетней программы эксплуатационного бурения и ЗБС, которая в свою очередь является одной из составных частей бизнес-плана ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «НК «Роснефть»

  • оперативный мониторинг результатов бурения позволяет уточнять геологическое строение месторождений и принимать решения по дальнейшему бурению и корректировке проектных решений;

  • проектирование зарезок боковых стволов и уплотняющих скважин происходит с применением секторного моделирования, что позволяет значительно снизить риски бурения, а также провести расчеты технологических показателей новых скважин. Геологические проекты на бурение выполняются с использованием современных программных пакетов от Schlumberger, RFD;

  • с целью максимизации эффективной проходки горизонтальных скважин, департаментом ведутся работы по сопровождению горизонтального бурения в режиме реального времени. Данные работы проводятся с использованием ПО «Горизонт», которое позволяет принимать оперативные решения по изменению плановой траектории в процессе бурения, имея при этом минимум исходных данных.

Ключевые проекты , выполненные 2016 года:

1. Планирование программы эксплуатационного и уплотняющего бурения на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК в течение 2016 года. Выполнялся мониторинг бурения, в рамках которого выполнено:

  • более 36 геологических проектов на бурение горизонтальных скважин, 3 проекта на бурение многозабойных горизонтальных скважин, более 4 проекта на бурение опережающих скважин;

  • выполнялось оперативное сопровождение эксплуатационного бурения по 34 скважинам (в том числе 31 горизонтальных и 3 многозабойных);

  • принято участие в оптимизации программы эксплуатационного бурения, в том числе с применением новых технологий по заканчиванию скважин.;

  • фактический запускной дебит нефти по ВНС составил 56,4 т/сут при плане 47,3 т/сут.

2.  Планирование программы зарезок боковых стволов (ЗБС) на  месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК. Происходит ежегодное увеличение количества реализованных ЗБС на месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК,  если 2015 году было реализовано – 28ЗБС , то 2016 году было пробурено и запущено в работу 54  скважины. Все зарезки боковых стволов реализуются в соответствии с  геологическими проектами, подготовленными в департаменте ГСБ.  

Достижения 2016 года:

С целью вовлечения запасов в разработку низкопроницаемого пласта Ю1(2) Крапивинского м-ния была успешно опробована технология бурения многоствольных горизонтальных скважин.

В 2016 году произошел выход на массовое применение технологии МГРП, как при эксплуатационном бурения, так при бурение ЗБС. Всего за 2016 год было введено более 20 скважин с технологией многостадийного гидравлического разрыва пласта.

www.tomsknipineft.ru


Смотрите также