Анализ результатов эксплуатации баженовской свиты Ай-Пимского месторождения

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень ОАО «Сургутнефтегаз», г. Сургут, Россия

Анализ замеров пластового давления на скважинах, эксплуатирующих баженовскую свиту Ай-Пимского месторождения, выполненных глубинными манометрами при исследовании девяти поисково-разведочных скважин на неустановившихся режимах фильтрации показал, что в среднем начальное пластовое давление составило 40,6 МПа. Пластовая температура на данном этапе достигала 92ºС. Общая толщина баженовской свиты, вскрытой скважинами на месторождении колеблется от 22 до 31 м, нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне от 5,2 до 7,8 м [1, 2].

В 2007 г. были пробурены баженовскую свиту и введены в эксплуатацию три многозабойные горизонтальные скважины. В 2008 г. пять скважин, из этого числа две наклонно-направленные, одна горизонтальная, одна многозабойная горизонтальная и одна поисковая. В 2009 г. построено и введено в эксплуатацию 16 скважин, в их числе четыре наклонно-направленных, три горизонтальных и семь многозабойных горизонтальных. В 2010 г. пять скважин, из которых три наклоннонаправленные, одна горизонтальная и одна многозабойная горизонтальная. Таким образом, эксплуатация баженовской свиты Ай-Пимского месторождения осуществлялась 13 многозабойными горизонтальными, семью горизонтальными, 18 наклоннонаправленными и тремя поисково-разведочными скважинами [3, 4].

Анализ результатов эксплуатации баженовской свиты показал, что максимальный дебит нефти при эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин варьируется от 21 до 261 т/сут. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации изменяется по этим скважинам от 1 до 131,6 т/сут, в среднем на скважину составляя 24,2 т/сут. Текущий дебит изменяется от 0,8 до 47,7 т/сут. В шести многозабойных горизонтальных скважинах из 13 проводился ГРП с закачкой проппанта от 2 до 50 тонн на скважину [5, 6].

Результаты исследования работы горизонтальных скважин показали большую эффективность по отношению к многозабойным горизонтальным и наклонно-направленным по показателю осреднен-ной накопленной добычи нефти на скважину, но как показал дальнейший анализ, при делении накопленной добычи нефти на отработанное время, данная группа скважин показала худшие результаты по осредненной удельной накопленной добыче нефти. Максимально полученный дебит нефти по данной группе скважин варьируется от 2.5 до 297 т/сут. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации изменяется по этим скважинам от 0,5 до 105 т/сут, в среднем на скважину составляя 24,2 т/сут. Накопленная добыча нефти горизонтальных скважин изменяется от 0,3 до 188 тыс.тонн, в среднем на скважину составляя 40,1 тыс.тонн. Более 50 тыс. тонн нефти из семи скважин отобрали две, накопленная добыча по которым составила 188 и 78,2 тыс.тонн, соответственно. Менее 5 тыс.тонн нефти из семи скважин отобрали четыре, ввод в эксплуатацию которых был осуществлен в 2009, 2010 и 2012 г., соответственно. В четырех горизонтальных скважинах из шести проводился ГРП с закачкой проппанта от 41 до 75 тонн на скважину [7].

Данные по наклонно-направленным скважинам включая три поисково-разведочные, максимально полученный дебит нефти варьируется от 2,5 до 247,7 т/сут. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации изменяется по этим скважинам от 1,8 до 174,2 т/сут, в среднем на скважину составляя 40.7 т/сут. Текущий дебит изменяется от 0,8 до 247,7 т/сут, за исключением одной остановленной поисковой скважины № 4034. Накопленная добыча нефти наклонно-направленных скважин изменяется от 0,1 до 154,4 тыс.т, в среднем на скважину составляя 29 тыс.т, что меньше чем у горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин. Более 50 тыс.т нефти из 21 скважины отобрали три, накопленная добыча по которым составила 116, 154 и 120 тыс.тонн, соответственно. Менее 5 тыс.т нефти из 21 скважины отобрали восемь (№№ 30, 35, 37, 45, 48, 51, 158 и 1387), однако данные цифры не показательные поскольку семь из этих скважин были введены в эксплуатацию только 2012 г. В этой связи целесообразно рассмотреть удельную накопленную добычу, то есть накопленную добычу поделить на количество отработанного времени, например, поделить на количество отработанных месяцев. Это позволит построить более объективную картину по эффективности эксплуатации скважин разной архитектуры. В 17 наклонно-направленных скважинах из 18 проводился ГРП с закачкой проппанта от 40 до 106 тонн на скважину.

Таким образом, результаты эксплуатации скважин на Ай-Пимском месторождении неоднозначны. По показателю осредненной накопленной добычи нефти на скважину, горизонтальные скважины показали большую эффективность по отношению к многозабойным горизонтальным и наклоннонаправленным скважинам.

• 3.    Краснова Т.Л., Бутова О.А. Значение экспорта нефти и нефте продуктов для формировании государственного бюджета // Научный форум. Сибирь. –2016. – Т. 2, № 2. – С. 74.

• 4.    Саранча А.В., Гарина В.В., Митрофанов Д.А., Левитина Е.Е. Результаты опытно-промышленной разработки баженовской свиты на Западно-Сахалинском месторождении // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2-14. – С. 352-355.

• 5.    Саранча А.В., Митрофанов Д.А., Саранча И.С., Овезова С.М. Разработка баженовской свиты на Ай-Пимском месторождении // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 1-1. – С. 204.

• 6.    Толстолыткин И.П. Использование запасов нефти на месторождениях ХМАО-ЮГРЫ // Наука и ТЭК. – 2012. – № 5. – С. 26-28.

• 7.    Чирков В.Л. Состояние опытно-промышленной разработки и степени изученности баженовской свиты месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» // Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений. Сборник избранных статей, посвященный 50-летию деятельности ЦКР по УВС. ЦКР Роснедр, 2015. – С. 311.