На современном этапе развития нефтяной промышленности в России для поддержания высокого уровня добычи нефти с месторождений активно используются технологии бурения многозабойных скважин (МЗС).
Данная технология позволяет нарастить объемы добычи нефти в высокорасчлененных карбонатных и терригенных коллекторах, подстилаемых водой, в условиях, когда технология МГРП не применима [1–3].
В статье представлены результаты апробации бурения многозабойной скважины компании АО «Оренбургнефть» на карбонатные отложения среднего карбона месторождения Оренбургской области, расположенного в южной внешней прибортовой зоне Муханово-Ероховского прогиба. Залежи нефти в горизонте приурочены к двум пластам в нижней его части (пласт А и Б, рис. 1).

Рис. 1. Схема корреляции по скважинам окружения и стволам МЗС

По типу — пластовые сводовые, высотой — 12,4 и 13,8 м соответственно. Оба пласта представлены известняками коричневато-серыми, органогенно-обломочными, пористыми, слабо кавернозными, доломитизированными. В пределах нефтенасыщенной части пласта количество проницаемых прослоев в пластах меняется от 2 до 3, с толщиной проницаемых слоев от 0,5 до 4 м. Средняя пористость -0.17, ср. зн. проницаемости -0.119 мкм², вязкость в пластовых условиях -15.3 мПа·с.
До 2023 г. объект разрабатывался наклонно-направленными скважинами со ср. запускным дебитом 55–60 т/сут. С целью увеличения добычи нефти и темпа отбора объекта разработки предложено бурение горизонтальной скважины. Учитывая особенность залегания залежей, (нефтенасыщенные интервалы отделены от водонасыщенных коллекторов сверху и снизу плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной 2–2,5 м), тип заканчивания ГС выбран по технологии «FISHBONE».
Подход к определению оптимального профиля ГС основан на результатах расчетов геолого-гидродинамической и экономических моделей. По итогам расчетов к реализации выбран профиль с четырьмя боковыми ответвлениями (рис. 2).

В условиях высоких структурных рисков (амплитуда залежи меньше точности структурных построений) новаторский подход при бурении скважины основан на идее использования первого БС как пилотного ствола. В ходе бурения первого ствола стало ясно, что свод залежи смещен на запад. Благодаря настроенным алгоритмам work flow, перестроение структурного каркаса осуществлялось после каждой пробуренной трубки, что положительно повлияло на скорость и качество принимаемых решений при дальнейшей проводке, повысив эффективность проходки каждого БС. При заканчивании бурения первого БС в оперативном режиме были внесены изменения в положение остальных проектных БС МЗС. По итогам бурения горизонтальная проекция скважины претерпела изменения — из классической «рыбьей кости» с симметричным расположением БС в вид «гребенки» с расположением всех БС в западном направлении (рис. 3).

Пробуренная скважина имеет длину основного горизонтального ствола — более 630 метров с суммарной длинной четырех ответвлений более 1,5 км. (табл. 1), что обеспечило максимальный охват залежи дренированием (рис. 4). Конструкция горизонтальной части скважины: центральный ствол — нецементируемый хвостовик на пакерах, боковые стволы МЗС — не обсажены.

Стартовый дебит скважины составил 150 тонн в сутки, что более чем вдвое превышает средний дебит скважин наклонно-направленного бурения (ННС). Такой прирост дебита нефти обусловлен существенным увеличением площади охвата и эффективной проходки в высокорасчлененном карбонатном разрезе (увеличением продуктивности скважины), что также сыграло ключевую роль в снижении годового темпа падения на 15 % по отношению к темпу падения ННС.