Анализ разработки баженовской свиты на Ульяновском месторождении

Баженовская нефтематеринская свита, выделенная Фабианом Гурари в качестве подсвиты в составе марья-новской свиты еще в 1959 году, была впервые обнаружена близ поселка Баженовка в Омской области.

На территории Западной Сибири баженовская свита залегает на глубинах от 1 до 3,5 км [12]. Мощность слоя в среднем составляет 35 метров, площадь распространения 1 290 тыс км2 [2]. По оценкам ряда специалистов в кремнисто-глинистых породах баженовской свиты содержится около 15% ресурсов нефти Западной Сибири [8]. По состоянию на начало 2010 года здесь зарегистрировано 92 месторождения с притоком нефти из глинистых пород [4]. В 2011 году добыча нефти в ХМАО-Югре из этого комплекса составила 870 тыс. тонн, а накопленная добыча превышает 11 млн тонн. Официально на государственном балансе текущие геологические запасы категорий АВС1+С2, только в Югре утверждены в размере более 850 млн тонн нефти и более 28 млрд м3 растворенного газа [6, 10]. По мнению И.И. Нестерова, цифры сильно занижены: по геологическим запасам в 100 и более раз. Ошибки связаны с отсутствием методики подсчета запасов углеводородного сырья в глинистых породах. Основная ошибка возникает из-за не учёта теоретических основ формирования и механики движения флюидов в таких коллекторах. Ресурсы нефти в глинистых битуминозных породах Западной Сибири по разработанным, но не нетрадиционным методикам оценены в размере 143 млрд. м3, в том числе в ХМАО – около 75 млрд м3, в ЯНАО – около 45 млрд м3 [9].

На сегодняшний день эффективной технологии извлечения нефти из нефтематеринской породы баженовской свиты не существует. Однако крупные нефтедобывающие компании, такие как Сургутнефтегаз, Роснефть и Лукойл, на территории деятельности которых сосредоточены основные запасы баженовской нефти, занимаются созданием эффективных технологий добычи нефти баженовской свиты и первые шаги в этом направлении уже сделаны.

На территории лицензионных участков НК ОАО «Сургутнефтегаз» перспективная зона распространения баженовских пород, составляет порядка 85 тыс. км2. В пределах этой площади опытно-промышленная разработка баженовской свиты в режиме истощения ведется на наиболее продуктивных участках 14 месторождений, на которых эксплуатировалось около 130 скважин. Из которых, около 23% скважин имели начальные дебиты по нефти ниже 10 м3/сут, 33% – от 10 до 40 м3/сут, 27% – характеризовались начальными дебитами в диапазоне от 41 до 100 м3/сут, 17% – от 100 до 200 м3/сут и только 8% от скважин, вскрывших разветвлённую сеть трещин, дают приток из баженовской свиты более 200 м3/сут. Всего на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» пласт Ю0 опробован более чем на 600 скважинах, 380 из которых оказались продуктивными. Изучены сотни проб пластового флюида, в результате чего были сделаны выводы: нефти пласта Ю0 в целом являются легкими, маловязкими, с повышенным содержанием растворенного газа.

По результатам опробованных скважин, специалисты ОАО «Сургутнефтегаз» отмечают: «Бажен трудно предсказуем, его продуктивность очень изменчива, и поэтому ждать от него стабильных дебитов и добычи нефти при тех технологиях, которые мы сегодня используем, не приходится». ОАО «Сургутнефтегаз» планирует проводить освоение баженовской свиты на наиболее перспективных месторождениях в три этапа: разработка на режиме истощения, что реализуется сегодня; усиление разработки на режиме истощения с образованием в пласте искусственной трещиноватости; и третий этап – до-разработка с применением гидротермовоздействия после разгрузки АВПД и детального изучения геолого - технологических параметров пласта.

В публикациях отмечается, что технология гидротермовоздействия на пласт прошла детальные лабораторные исследования в СургутНИПИнефти. Коэффициент нефтеизвлечения на моделях пласта, как правило, превышает 60 % при температуре на фронте горения 490 градусов Цельсия с переходом значительной части керогена в жидкие и газообразные углеводороды.

В составе газа по мере выработки из керна нефтяного потенциала увеличивается содержание азота и СО2 до 50% на заключительной стадии [3, 5, 7]. Расчеты на геологотехнологических моделях показали, что при реализации технологии гидротермовоздействия коэффициент нефтеизвлечения может составить около 30%, что является довольно оптимистичным показателем для такого объекта.

ОАО «Сургутнефтегаз» планирует проведение в 2021 г. опытно-промышленной разработки с применением гидротермовоздействия на участке Ай-Пимского месторождения, после выработки на участке основных запасов нефти на режиме истощения.

На территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз» уже создана обширная производственная инфраструктура, позволяющая проводить опытно - промышленные работы по отработке и внедрению в производство технологий для конкретных зон строения баженовской свиты. Две основные технологии, которые сегодня используются при разработке баженовских отложений в режиме истощения – бурение на депрессии и гидравлический разрыв пласта.

Опытно-промышленная разработка баженовской свиты на месторождениях общества начата с 1993 г. на Мас-лиховском месторождении с вводом в эксплуатацию 4 поисково-разведочных скважин. На начало 2011 г. разработка пласта ведется на Маслиховском (10 скв.), Камынском (1 скв.), Сыньеганском (1 скв.), Ульяновском (5 скв.), Западно-Сахалинском (9 скв.) Мурьяунском (1 скв.), Алёхин-ском (1 скв.) и Ай-Пимском (31 скв.) месторождениях. В эксплуатации перебывало 59 скважин. Также на эту дату отобрано более 1 млн. т нефти или 19 тыс. т на скважину. При этом максимальная накопленная добыча нефти, около 860 тыс. т, получена из 31 скважин Ай-Пимского месторождения; около 60 тыс. т, получено из 9 скважин ЗападноСахалинского месторождения; около 130 тыс. т, получено из 10 скважин Маслиховского месторождения.

Интересным представляется опыт разработки Ульяновского месторождения, на котором объект Ю0 введен в эксплуатацию в 2005 г. В 2006 и 2007 г. действующий фонд составил 5 скважин с горизонтальным окончанием, добыча нефти в этот период составила 9,1 и 8,8 тыс.т., соответственно. В 2008 и 2009 г. добыча нефти осуществлялась только 3 скважинами, при этом годовой уровень добычи практически не снизился и составил 9,2 и 7,8 тыс.т, соответственно. В 2010 г. добыто 8 тыс.т. четырьмя скважинами. За этот период разработки обводненность продукции выросла незначительно с 1,7 до 7,9%. Средний дебит нефти действующих скважин в 2010 г. составил 10,4 т/сут.

Всего залежь баженовской свиты вскрыта пятью горизонтальными скважинами с открытым забоем. В процессе начального вскрытия залежи из-за обрушения стенок ствола было принято решение вскрывать пласт на равновесии или незначительной репрессии (2-5 атм) с применением биополимерного раствора. Однако полное вскрытие объекта было проведено только в двух скважинах №№1000Гр и 1001Гр. В процессе эксплуатации во всех скважинах произошло обрушение незакрепленной горизонтальной части ствола. Скважины работают через осадок обрушения как изначально с потерей продуктивности (скв. №№1002Гр, 1004Гр), так и с постепенной в результате заиливания осадка обрушения (скв. №1003Гр), представленного крупными обломками. В скважинах №№1000Гр и 1001Гр в процессе эксплуатации наблюдалось циклическое изменение дебитов во времени, его падение сменялось резким повышением. Такое поведение дебита можно объяснить заиливанием обрушения, а по мере повышения давления в стволе из-за ограниченного отбора нефти его частичная очистка от мелкого минерально-органического материала [11].

Добыча нефти с начала разработки составила 47,2 тыс. т, в т.ч.: из скважины №1000Гр – 21 тыс. т (44,5% в общем объеме добычи), из остальных скважин – 26,2 тыс. т (55,5% в общем объеме добычи). На объекте проведено 4 скважи-нооперации ГРП (в 3-х скважинах), из них 2 в действующей добывающей скважине №1004Гр (в т.ч. 1 повторный) и две на стадии строительства в скважинах №№1001Гр, 1003Гр. За счет воздействий дополнительно добыто 13,52 тыс. т нефти. Средняя масса закачки проппанта при проведении ГРП в скважинах составляла 16,6 тонн.

После проведения первого ГРП в действующей добывающей скважине №1004Гр кратность увеличения дебита жидкости (нефти) составила 1,4 (1,4) раза. Дебит жидкости (нефти) незначительно увеличился с 1,9 (1,8) т/сут до 2,6 (2,5) т/сут. Обводненность продукции скважины увеличилась с 1,6 до 2,7%. В январе 2007г. в скважине проведен повторный ГРП, массу закачки проппанта увеличили с 4,2 до 15 тонн, при этом положительного результата не получили. После проведения ГРП дебит жидкости (нефти) снизился с 2,8 (2,5) т/сут до 1,8 (1,8) т/сут. Обводненность скважины снизилась с 10,1 до 1,6%. По состоянию на 01.01.2011 г. скважина работает с дебитом жидкости (нефти) равным 2,0 (1,0) т/сут и обводненностью – 50%. За счет проведения двух скважиноопераций ГРП в скважине №1004Гр дополнительной добычи не получено.

После проведения ГРП в двух добывающих скважинах (№№1001Гр, 1003Гр) на стадии строительства средний дебит жидкости (нефти) составлял 12,4 (11,9) т/сут, средняя обводненность добываемой продукции 3,4%. По состоянию на 01.01.2011 г. скважины находятся в работе. Средний дебит скважин по жидкости (нефти) составляет 8,2 (7,8) т/сут, средняя обводненность продукции 5,3%.

Таким образом, успешность проведения ГРП по 4 проведенным операциям составила 50%. За счет проведения двух скважиноопераций ГРП дополнительно добыто 13,52 тыс.т нефти, при текущей удельной эффективности 6,76 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти составил 5,5 т/сут. Ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 16,86 тыс.т/скв.-опер.

В течение 2006-2010 годов на Ульяновском, Ай-Пимском и Западно-Сахалинском месторождениях, был проведен большой объем опытно-промышленных работ по реанимации скважин с обрушенным стволом путем промывки забоя с пером, зарезки на депрессии углублений и ответвлений, проведения ГРП как в обрушенном, так и в обсаженном щелевым фильтром стволе и др. При этом работы по проведению ГРП в обрушенном стволе оказались неуспешными, а проведение ГРП в обсаженном щелевым фильтром стволе – низкоэффективными. Более эффективными были работы, проведенные на ранней стадии эксплуатации скважин по зарезке углублений, ответвлений и новых горизонтальных стволов. Однако в этом случае избежать обрушения ствола тоже не удалось.

Выводы:

Нефтяная компания «Сургутнефтегаз» активно занимается созданием эффективных технологий добычи нефти баженовской свиты.

Опытно-промышленная разработка баженовской свиты на Ульяновском месторождении не выявила эффективных технологий добычи нефти в существующих экономических условиях.

Необходимо продолжать работы в направлении создания эффективных технологий разработки баженовской свиты, что представляется невозможным на сегодняшний день, без помощи государства.