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).
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.