Опыт разработки баженовской свиты на примере Ульяновского месторождения

Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень ООО «Роснефть-Юганскнефтегаз», г. Нефтеюганск ОАО «Сургутнефтегаз», г. Сургут

В настоящее время существует ряд нерешенных проблем, связанных с подбором эффективных технологий добычи нефти из нефтематеринской породы баженовской свиты. Расчетный коэффициент извлечения нефти крайне невысокий, не более 5-7%. Однако крупные нефтедобывающие компании, такие как ОАО «Сургутнефтегаз», Роснефть, ЛУКойл на территории деятельности, которых сосредоточены запасы нефти баженовской свиты, разрабатывают современные технологий добычи и первые шаги в этом направлении уже сделаны. Любопытным представляется опыт разработки Ульяновского месторождения. По данным ОАО «Сургутнефтегаз» на начало 2014 года на объекте пробурено пять добывающих горизонтальных скважин с открытым забоем и одна поисковая [1, 2].

Основной задачей опытно-промышленной разработки являлась отработка технологии вскрытия пласта на депрессии горизонтальными скважинами установкой «Непрерывная труба». Введены в эксплуатацию такие скважины 1000 Гр, 1001 Гр, 1002 Гр, 1003 Гр, 1004 Гр. В 2008 и 2009 г. действующий фонд составлял пять скважин с горизонтальным окончанием, добыча нефти составила 9,5 и 8,7 тыс. тонн, соответственно. В 2010 и 2011 г. добыча нефти осуществлялась тремя скважинами, при этом годовой уровень добычи не снизился и составил 9,4 и 7,9 тыс.тонн, соответственно. В 2012 году добыто 8,2 тыс.тонн. четырьмя скважинами. За рассматриваемый период разработки обводненность продукции выросла незначительно с 1,7 до 7,9%. Средний дебит нефти действующих скважин в 2012 г. соста- вил 10,5 т/сут. В период с в 2013 по 2015 г. действующий фонд скважин составил 5 единиц. В 2015 г. средний дебит добывающих скважин составил: по нефти – 5 т/сут, по жидкости – 5.3 т/сут [3, 4, 5].

В процессе эксплуатации во всех скважинах произошло обрушение незакрепленной горизонтальной части ствола. Скважины работают через осадок обрушения как изначально с потерей продуктивности (скважины1002Гр, 1004Гр), так и с постепенной в результате заиливания осадка обрушения (скважина1003Гр), 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 [6, 7].

Добыча нефти с начала разработки составила 65,5 тыс.т, в том числе: из скважины №1001Гр – 27,1 тыс.т (41,4% в общем объеме добычи) и скважины №1000Гр – 24,2 тыс.т (36,9% в общем объеме добычи).

На объекте проведено 4 ГРП (в 3-х скважинах), из них две в действующей добывающей скважине №1004Гр (в том числе один повторный) и две на стадии строительства в скважинах №№1001Гр, 1003Гр. За счет воздействий дополнительно добыто 24,01 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 2007 г. в скважине проведен повторный ГРП, массу закачки проппанта увеличили до 15-ти тонн, при этом положительного результата не получили. После проведения ГРП дебит жидкости (нефти) снизился до 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 иобводненностью – 50%. За счет проведения двух ГРП в скважине №1004Гр дополнительной добычи не получено [8, 9].

За счет проведения ГРП в двух добывающих скважинах 1001Гр, 1003Гр дополнительно добыто 24 тыс.тонн нефти, при текущей удельной эффективности 12 тыс.т/скв.-опер. Средний прирост дебита нефти по этим скважинам составил 5,6 т/сут, а ожидаемая удельная эффективность оценивается на уровне 18,13 тыс.т/скв.-опер. В целом, успешность проведения ГРП по 4 проведенным операциям составила 50%.

Таким образом, опыт разработки баженовской свиты Ульяновского месторождения показал, что работы по проведению ГРП в обрушенном стволе скважины оказались малоуспешными, а проведение ГРП в обсаженном стволе щелевым фильтром – низкоэффективными.