Результаты опытно-промышленной разработки баженовской свиты на Западно-Сахалинском месторождении

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

В настоящее время имеется большое количество публикаций, посвященных баженовской свите и таящегося в ней в огромных количествах углеводородного сырья. Основная цель написания данной статья за- ключается в освещении полученных результатов разработки баженовской свиты и эксплуатации скважин на Западно-Сахалинском месторождении [8]. Данное месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского и юго-западной части Ханты-Мансийского районов ХМАО.

Баженовская свита на территории месторождения вскрыта 23 поисковыми, 13 разведочными и семью эксплуатационными скважинами. Опытно - промышленная разработка объекта началась в 2009 году горизонтальными и наклонно-направленными скважинами, которые расположены на участке, представленном на рисунке 1 [7]. Всего на данном участке пробурено 13 скважин, из которых три скважины (№№110, 114, 115) наклонно-направленные, одна (№102 ГР) пологая с проходкой по пласту 69,8 м и объемным ГРП, четыре скважины (№№101Гр, 104Гр, 107Гр, 111Гр) горизонтальные с открытым забоем и пять скважин (№№103Гр, 105Гр, 109Гр, 112Гр, 113Гр) горизонтальные с щелевым хвостовиком на забое и объемным ГРП.

Во всех четырех горизонтальных скважинах с открытым забоем произошло обрушение ствола и скважины работали через осадок обрушения с дебитом около 1 т/сут. Таким образом, горизонтальные скважины с открытым забоем оказались неэффективными. В этой связи, в скважинах №№ 101Гр и 107Гр был забурен дополнительный наклонно-направленный боковой ствол с проведением ГРП и закачкой проппанта около 50 тонн на скважину [2, 5]. После проведенных мероприятий в 2011 году скважина №101Гр стала работать с дебитом по нефти около 16,2 т/сут. Далее дебит по нефти снизился до 9 т/сут в 2012 году и до 8 т/сут в 2013 году. На начало июля 2013 г. накопленная добыча нефти по скважине №101Гр после проведенных мероприятий составила 5,9 тыс.т. Скважина № 107Гр после проведенных мероприятий на начало 2013 г. так и не была запущена в работу [6].

Более продуктивными оказались горизонтальные скважины с забоем перекрытым щелевым фильтром и проведением в них ГРП с закачкой проппанта около 40 тонн на скважину, при этом в скважинах №№109Гр, и 112Гр гидроразрыв пласта проводился дважды [3]. Из их числа наиболее успешной является скважина №103, которая была запущена в работу в январе 2011 года. За первые три месяца дебит нефти по ней в среднем составил 23,7 т/сут, но к марту 2012 года, его значение снизилось до 0,8 т/сут, после чего в скважине был проведен ГРП. Дебит нефти после ГРП составил 78,7 т/сут. Накопленная добыча по данной скважине на начало 2013 года составила 20,5 тыс.т. и она продолжает работать с дебитом по нефти 56,6 т/сут и обводненностью 2,5% [4]. Остальные четыре скважины, в том числе и те в которых ГРП проводился дважды, имеют значительно худшие результаты. Входные дебиты по ним за первые три месяца находились в диапазоне от 1,0 до 4,4 т/сут. После проведения ГРП дебиты выросли до диапазона от 2,8 до 18,4 т/сут. Суммарная накопленная добыча нефти по этим четырем скважинам на начало 2013 г. составила 9,4 тыс.т., что в два раза меньше чем по одной 103-й скважине [6].

Пологая скважина с проходкой по пласту 69,8 метров была запущена в работу в октябре 2009 г., после проведенного в ней ГРП с закачкой 60 тонн проппанта [2]. Первые три месяца скважина работала со средним дебитом 12,5 т/сут. В последующем ее дебит снизился до 2,6 т/сут к маю 2012 года, а далее в ней был проведен повторный ГРП с закачкой 40 тонн проппанта. Однако данное мероприятие позволило увеличить дебит всего на 0,2 т/сут. Накопленная добыча нефти по данной скважине на начало 2013 года составила 5,9 тыс.т.

Далее рассмотрим историю эксплуатации трех наклонно-направленных скважин. Скважины 110 и 115 не отличились чем то особенным. Они были введены в эксплуатацию в 2009 и 2010 году. В них также проводился ГРП, а в скважины 110, он проводился даже дважды. При этом в первый раз было закачано 50 тонн, а во второй 100 тонн проппанта. Дебит нефти после ГРП составил 17,5 т/сут. Накопленная добыча по этой скважине на начало 2013 года составила 6,2 тыс.т, а по скважине 115 всего 2,0 тыс.т. Наибольший интерес представляет скважина 114, которая была введена в эксплуатацию в 2009 году с проведением ГРП. Количество закачанного проппанта составило 50 тонн. Дебит нефти после воздействия составил 122 т/сут. Далее скважина стабильно работает, в 2010 году ее дебит по нефти в среднем составил 80 т/сут, в 2011 году - 57 т/сут, в 2012 году, 22 т/сут и 2013 году около 10 т/сут. Накопленная добыча нефти на начало 2013 года по данной скважине составила 79 тыс.т., что 1,6 раза больше, чем по всем остальным 12 скважинам. Очевидно, что успех этой скважины связан не с технологией вскрытия пласта, а с попаданием в «магистральную» трещину, или систему трещин.

Всего по данному месторождению в период с 2009 по 2012 год добыто 130 тыс.т нефти, с максимальной годовой добычей в 2012 году на уровне 37,4 тыс.т [1]. За этот период действующий фонд добывающих скважин вырос с 3 до 13 единиц, средний дебит по нефти снизился с 63,4 до 9,4 т/сут, обводненность изменялась в диапазоне от 8,2 до 4,6%.

Таким образом, результаты эксплуатации скважин неоднозначны. При диапазоне входных дебитов по нефти от 0.9 т/сут до 122.3 т/сут, средний дебит составил 17 т/сут. Из 13 пробуренных скважин на рассматриваемом участке входной дебит по нефти более 10 т/сут получен в четырех. Темпы снижения продуктивности в первые годы эксплуатации скважин составляют - 10-50% как по наклонно-направленным, так и по горизонтальным скважинам. Текущие дебиты нефти изменяются от 0,7 т/сут до 56,6 т/сут при среднем значении - 8,3 т/сут. Из 13 действующих добывающих скважин с дебитом нефти более 10 т/сут эксплуатируются три. Наибольшую эффективность демонстрирует 114 скважина, имеющая наклонно-направленный профиль с проведением объемного ГРП по специальной технологии. При этом высокую накопленную добычу скважины не стоит связывать с технологией вскрытия пласта, потому как применение аналогичных технологий вскрытия на соседних скважинах не показали даже близко таких результатов. Очевидно, что данная сква- жина попала в плотную систему естественной трещиноватости, что и явилось основой ее успеха.