Scientific journal
Fundamental research
ISSN 1812-7339
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 1,087

DEVELOPMENT BAZHENOV FORMATION AT THE ULYANOVSK FIELD

Sarancha A.V. 1 Garina V.V. 1 Mitrofanov D.A. 1 Sarancha I.S. 1
1 Federal state budget higher professional educational institution «Tyumen State Oil and Gas University»
В настоящее время имеется большое количество публикаций, посвященных баженовской свите и таящемуся в ней в огромных количествах углеводородному сырью. Основная цель написания данной статьи, заключается в освещении полученных результатов разработки баженовской свиты и эксплуатации скважин на Ульяновском месторождении, где пробурено пять горизонтальных скважин с открытым забоем и одна поисковая скважина. В целом полученный опыт разработки пласта ЮС0 на данном месторождении говорит о неэффективности окончания скважины в виде открытого забоя. Скважины практически с самого начала эксплуатации работали через осадок обрушения, так как при освоении, либо в процессе последующей работы скважин произошло обрушение незакрепленной части ствола. В связи с этим были проведены работы по реанимации скважин бурением дополнительных горизонтальных боковых стволов, проведением гидроразрыва пласта, обработкой растворами химреагентов и тепловым воздействием на призабойную зону пласта (ПЗП).
There are currently a large number of publications devoted to the Bazhenov Formation and lurking in it in huge quantities of hydrocarbons. The main purpose of writing this article is to highlight the results obtained to develop the Bazhenov Formation and operation of wells at the Ulyanovsk mine where five horizontal wells drilled from the open hole and one exploration well. In general, the experience of development of the Bazhenov Formation in this field indicates the end of the inefficiency well as an open face. The well from the very beginning of operation worked through the cake collapse, since the development of, or during follow-up wells collapsed loose end of the barrel. In connection with this work was carried out by drilling of additional wells resuscitation horizontal sidetrack, conducting hydraulic fracturing treatment with a solution of chemicals and thermal effects on the bottomhole formation zone (BFZ).
Bazhenov Formation
Ulyanovsk field
1. Baturin Ju.E. Bazhen bez lgot tak im i ostanetsja // Neftegazovaja vertikal. no. 23–24. 12. 2010.
2. Dmitrievich A.A. Prirodnye rezervuary nefti v otlozhenijah bazhenovskoj svity na zapade Shirotnogo Priobja // Avtoreferat dissertacii na soiskanie uchenoj stepeni kandidata geologo-mineralogicheskih nauk. M., 2009.
3. Nesterov I.I. Neftegazonosnost glinistyh porod Zapadnoj Sibiri. I.I.Nesterov, I.N.Ushatskij, A.Ja.Malyhin i dr. M.: Nedra, 1987.
4. Nesterov I.I. Perspektivy neftenosnosti glinistyh bituminoznyh porod bazhenovskoj svity Zapadnoj Sibiri. I.I. Nesterov, Ju.V. Braduchan, V.G.Eliseev i dr. // Tjumenskaja pravda, 1976.
5. Otchet «Dopolnenie k tehnologicheskoj sheme razrabotki Uljanovskogo mestorozhdenija», Tjumenskoe otdelenie SurgutNIPIneft, g. Tjumen, 2010.
6. Otchet «Dopolnenie k tehnologicheskoj sheme razrabotki Uljanovskogo mestorozhdenija», Tjumenskoe otdelenie SurgutNIPIneft, g. Tjumen, 2014.
7. Sarancha A.V. Analiz razrabotki bazhenovskoj svity na Uljanovskom mestorozhdenii. A.V. Sarancha, I.S. Sarancha // Akademicheskij zhurnal Zapadnoj Sibiri. 2014. T.10. no. 1. рр. 128–129.
8. Tolstolytkin I.P. Ispolzovanie zapasov nefti na mestorozhdenijah HMAO-Jugry // Nauka i TEK. no. 5. 4. 2012. рр. 26–28.
9. Shpilman A.V. V ih rukah kljuchi ot nedr // GP Nauchno-analiticheskij centr racionalnogo nedropolzovanija im. V.I. Shpilmana. Hanty-mansijsk. 2010.

Баженовская нефтематеринская свита, выделенная Фабианом Гурари в качестве подсвиты в составе марьяновской 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 километра [1]. 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 [3]. По состоянию на начало 2010 года здесь зарегистрировано 92 месторождения с притоком нефти из глинистых пород. В 2011 году добыча нефти в ХМАО-Югре из этого комплекса составила 870 тыс. т, а накопленная добыча превышает 11 млн т. Официально на государственном балансе текущие геологические запасы категорий АВС1 + С2 только в Югре утверждены в размере более 850 млн т нефти и более 28 млрд м3 растворенного газа [4]. 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 неучёта 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 [5].

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 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.

Опытно-промышленная разработка баженовской свиты на месторождениях общества начата с 1993 г. на Маслиховском месторождении с вводом в эксплуатацию 4 поисково-разведочных скважин. На начало 2011 года разработка пласта ведется на Маслиховском (10 скв.), Камынском (1 скв.), Сыньеганском (1 скв.), Ульяновском (5 скв.), Западно-Сахалинском (9 скв.) Мурьяунском (1 скв.), Алёхинском (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 Западно-Сахалинского 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 году. По состоянию на начало 2014 г. на объекте ЮС0 пробурено пять добывающих горизонтальных скважин с открытым забоем и одна поисковая скважина. Основной задачей опытно-промышленной разработки являлась отработка технологии вскрытия пласта ЮС0 на депрессии горизонтальными скважинами установкой «Непрерывная труба». Введены в эксплуатацию скважины № 1000Гр, 1001Гр, 1002, 1003Гр, 1004Гр. Вскрытие пласта проводилось при минимальной репрессии с применением биополимерного бурового раствора.

Выбранная технология вскрытия залежи спровоцировала проявление осложнений при бурении, особенно при проходке подошвенной части пласта. В связи с этим полное вскрытие баженовской свиты было проведено только в двух скважинах, № 1000Гр и 1001Гр (табл. 1).

В 2006 и 2007 году действующий фонд составлял 5 скважин с горизонтальным окончанием, добыча нефти в этот период составила 9,1 и 8,8 тыс. т соответственно. В 2008 и 2009 году 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 году добыто 8 тыс. т. четырьмя скважинами. За рассматриваемый период разработки обводненность продукции выросла незначительно, с 1,7 до 7,9 %. Средний дебит нефти действующих скважин в 2010 году составил 10,4 т/сут. В период с 2011 по 2013 годы действующий фонд скважин составил 5 единиц. В 2013 году средний дебит добывающих скважин составил: по нефти – 5 т/сут, по жидкости – 5,3 т/сут (табл. 2).

Таблица 1

Параметры проводки стволов скважин по пласту и результаты освоения [10]

Номер скважины

Дата ввода в эксплуатацию

Проходка по пласту, м

Нефтенасыщенная толщина пласта, м

Дебит нефти, т/сут

Накопленная добыча нефти, тыс. т

Текущее состояние скважины

Горизонтальная

Вертикальная

при освоении

текущий

сред. за период эксплуатации

1000 Гр

06.2005

140

31

31

30,1

3,3

8,2

24,2

скв. работает через осадок обрушения

1001 Гр

09.2006

290

30

31

17,6

4,3

10,4

27,1

скв. работает через осадок обрушения

1002 Гр

03.2006

116

16,1

31

2,5

б/д с 08.2008

1,6

1,5

C 12.2009 г. новый ствол. С 08.2011 г. на выходе газ

1003 Гр

10.2006

75,3

5,3

31

16,7

5,1

5,8

11,8

с 11.2010 г. новый ствол с фильтром

1004 Гр

09.2006

84,9

12,3

31

1

б/д с 08.2008

1,6

0,9

ствол обрушен

Таблица 2

Показатели разработки пласта ЮС0 Ульяновского месторождения на начало 2014 года [10]

Дата

Добыча, тыс. т

Обводненность, %

Дебит, т/сут

Действующий фонд добывающих скважин

Отработанное время добывающих скважин, сут

нефти

воды

жидкости

текущая

накопленная

текущая

накопленная

текущая

накопленная

нефти

жид-кости

текущее

накопленное

2005

4,286

4,286

0,075

0,075

4,361

4,361

1,72

24,49

24,92

1

175

175

2006

9,057

13,343

0,310

0,385

9,367

13,728

3,31

10,61

10,97

5

854

1029

2007

8,845

22,188

0,352

0,737

9,197

22,925

3,83

5,86

6,09

5

1509

2538

2008

9,185

31,373

0,621

1,358

9,806

32,731

6,33

6,05

6,46

3

1519

4057

2009

7,793

39,166

0,354

1,712

8,147

40,878

4,35

8,76

9,15

3

890

4947

2010

8,008

47,174

0,684

2,396

8,692

49,570

7,87

10,37

11,26

4

772

5719

2011

6,752

53,926

0,438

2,834

7,190

56,760

6,09

5,81

6,18

5

1163

6882

2012

6,107

60,033

0,487

3,321

6,594

63,354

7,39

5,47

5,90

5

1117

7999

2013

5,471

65,504

0,382

3,703

5,853

69,207

6,53

4,95

5,30

5

1105

9104

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 (рисунок). 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 [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).

pic_29.wmf

Изменение дебита нефти в процессе эксплуатации скважин объекта ЮС0 на Ульяновском месторождении [7]

На объекте проведено 4 скважино-операции ГРП (в 3-х скважинах), из них две в действующей добывающей скважине № 1004Гр (в том числе одна повторная) 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 т.

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) до 2,6 (2,5) т/сут. Обводненность продукции скважины увеличилась с 1,6 до 2,7 %. В январе 2007 г. в скважине проведен повторный ГРП, массу закачки проппанта увеличили с 4,2 до 15 т, при этом положительного результата не получили. После проведения ГРП дебит жидкости (нефти) снизился с 2,8 (2,5) 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 скважино-операций ГРП в скважине № 1004Гр дополнительной добычи не получено.

За счет проведения ГРП в двух добывающих скважинах (№ 1001Гр, 1003Гр) дополнительно добыто 24,01 тыс. т нефти при текущей удельной эффективности 12,01 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 %.

Вывод

Опыт Ульяновского месторождения говорит о неэффективности окончания ствола скважины в виде открытого забоя, вследствие обрушения его незакрепленной части. При этом работы по проведению ГРП в обрушенном стволе оказались неуспешными, а проведение ГРП в обсаженном щелевым фильтром стволе – низкоэффективным. Проведение углублений, ответвлений и бурение новых горизонтальных стволов показало большую эффективность, но и в этом случае избежать обрушения ствола тоже не удалось.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Леонтьев С.А., д.т.н., профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.

Работа поступила в редакцию 01.04.2015.