Туронская залежь Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения находится в эксплуатации с 2011 г. Первые 8 лет, в период опытно-промышленного испытания, залежь эксплуатировалась тремя экспериментальными скважинами. С 2019 г. ведется активное наращивание эксплуатационного фонда турона.

Согласно действующему проектному документу для разработки туронской газовой залежи Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения должно быть пробурено 138 эксплуатационных скважин. Предполагается строительство скважин пологого профиля – горизонтальных – и восстающего (U-shape, или горизонтальных с восходящим окончанием). Туронский пласт имеет ряд особенностей, осложняющих строительство горизонтальных стволов: переслаивание глин, песчаников и алевролитов, латеральная литологическая изменчивость, разрывные нарушения пласта, возможность поглощения бурового раствора и прихвата породоразрушающего инструмента.

Ввиду наличия действующей инфраструктуры для добычи сеноманского газа для освоения туронской залежи не потребовалось строительство мощностей для подготовки газа к транспорту, газотранспортных сетей, автодорог, линий электропередачи и др. Это позволило кратно сократить капитальные вложения и выйти на порог рентабельности разработки турона. Достаточно было отсыпать кустовые площадки под новые туронские скважины, пробурить их и обустроить. Строители и буровики безупречно справились с поставленными задачами.

ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА

Для построения скважин сложной конфигурации с длинными горизонтальными стволами и управления набором зенитного угла при проводке скважин используются буровые растворы на углеводородной основе, применяется технология бурения с роторными управляемыми системами, во время которого происходит выполнение LWD-каротажа для уточнения параметров геологического разреза.

При бурении скважин горизонтального профиля набор зенитного угла происходит в интервале кондуктора с интенсивностью искривления, равной 1° на 10 м проходки. При вхождении в пропласток Т₁ зенитный угол увеличивается до 80°, а при вхождении в пропласток Т₂ – до 87°. Таким образом, управление набором зенитного угла обеспечивает проходку 500 м в пласт Т_1–2, что достаточно для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, необходимого для интенсификации скважин. Контроль над интенсивностью набора угла обеспечивается телеметрической системой, расположенной в нижней части компоновки низа бурильной колонны.

Особенности геологического строения туронского пласта определили оптимальный метод разработки скважинами восстающего профиля, обеспечивающий двойное вскрытие продуктивных пропластков. В отличие от пологого профиля при проходке подобной скважины зенитный угол на кровле пропластка Т₂ равен 90° с дальнейшим его набором до 114,75°. В целях эксплуатации такие скважины обсаживаются фильтрами ФС-168, а насосно-компрессорная труба спускается до нижней точки по абсолютной отметке.

Стоит подчеркнуть, что строительство идет опережающими темпами. На 1 июля 2021 г. эксплуатационный фонд туронских скважин составил 64 ед. Принятие на баланс идет с опережением утвержденного графика, и на конец 2021 г. планируется расширение фонда Общества до 105 ед. при проектном сроке ввода такого количества скважин в 2023 г. (рис. 1).

Увеличить изображение (149 Кб)

Комплексное взаимодействие стейкхолдеров процесса ввода новых скважин на турон позволило разработать мероприятия по сокращению срока их строительства и снижению непроизводительного времени. Результатом реализации принятых решений стала сдача каждой новой скважины в среднем за 26,5 дня при проектном сроке строительства в 30 дней. Профессионализм работников генерального бурового подрядчика ООО «РусГазБурение» заключается не только в ускорении ввода скважин, но и в сокращении непроизводительного времени в среднем на 5%, а также в безукоризненном соблюдении правил охраны труда, приведшем к нулевому показателю аварийности. В планах – довести целевой показатель затрат времени на строительство скважин до 25 дней.

Налаженная координация взаимодействий с подрядчиками позволяет не только ускорить процесс расширения эксплуатационного фонда, но и решать сопутствующие геологические задачи. Применение современных технологий дало возможность уточнить геологические параметры разреза путем сопоставления результатов интерпретации каротажа во время бурения с петрофизической моделью. Полученные данные LWD-каротажа позволили подтвердить репрезентативность модели при расчетах таких показателей, как коэффициент пористости, коэффициент проницаемости и коэффициент газонасыщенности. Адаптация модели отображает незначительные отклонения расчетных значений от фактических.

Опережение проектных показателей ввода скважин позволило нарастить долю туронского газа в годовой добыче с месторождения (рис. 2). Так, в 2020 г. удалось перевыполнить план добычи на 12%. За первое полугодие 2021 г. прирост фактической добычи туронского газа составил 13%.

Увеличить изображение (122 Кб)

Новые туронские скважины характеризуются высокой продуктивностью. Их фактическая продуктивность на запланированных режимах в среднем превышает проектные показатели более чем на 60% при среднем фактическом дебите 384,4 тыс. м³/сут. Высокая эффективность работы скважин позволила удержать необходимый уровень добычи. Используя общую систему сбора пластового газа с сеноманскими скважинами, новые туронские эксплуатируют на режимах, исключающих задавливание газом турона скважин сеномана, продуктивность которых снижается. Данный подход подчеркивает стремление недропользователя рационально расходовать энергетический потенциал туронской залежи при реализации проекта совместной разработки с туронской и сеноманской залежей Южно-Русского месторождения.

ВЫВОДЫ

Успешное взаимодействие и сотрудничество ОАО «Севернефтегазпром» и ООО «РусГазБурение» позволили разработать и реализовать стратегию ускоренного разбуривания туронской залежи Южно-Русского месторождения, основанную на комплексном применении самых передовых технологий бурения скважин нестандартного профиля в осложненных условиях. В результате не только было достигнуто поддержание уровня проектной добычи газа, но и получена ценная геологическая информация для последующего уточнения добычных возможностей новых скважин.

  
Увеличить изображение (369 Кб)   Увеличить изображение (458 Кб)   Увеличить изображение (404 Кб)