Научный журнал

Фундаментальные исследования

ISSN 1812-7339

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 1,674

• Авторы
• Резюме
• Файлы
• Ключевые слова
• Литература

Саранча А.В. 1 Гарина В.В. 1 Митрофанов Д.А. 1 Левитина Е.Е. 1

---

1 ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

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 Западно-Сахалинском месторождении, где опытно-промышленная разработка объекта началась в 2009 году горизонтальными и наклонно-направленными скважинами. Всего на данном участке пробурено 14 скважин, из которых четыре скважины наклонно-направленные, одна пологая с проходкой по пласту 69,8 м и объемным ГРП, четыре скважины горизонтальные с открытым забоем и пять скважин горизонтальные с щелевым хвостовиком на забое и объемным ГРП. Проведенный анализ показал, что наибольшую эффективность демонстрирует скважина, имеющая наклонно-направленный профиль с проведением объемного ГРП по специальной технологии, но при этом высокую накопленную добычу скважины не стоит связывать с технологией вскрытия пласта, потому как применение аналогичных технологий вскрытия на соседних скважинах не показало даже близко таких результатов.

Статья в формате PDF

518 KB

Баженовская свита

Западно-Сахалинское месторождение

1. Батурин Ю.Е. Бажен без льгот так им и останется // Нефтегазовая вертикаль. – 2010. – № 23–24. – C. 12.

2. Дмитриевич А.А. Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья: автореф. дис. ... канд. геол.-минерал. наук. – М., 2009.

3. Нестеров И.И. Перспективы нефтеносности глинистых битуминозных пород баженовской свиты Западной Сибири / И.И. Нестеров, Ю.В. Брадучан, В.Г. Елисеев и др. // Тюменская правда. – 1976.

4. Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири / И.И. Нестеров, И.Н. Ушатский, А.Я. Малыхин и др. – М.: Недра, 1987.

5. Отчет «Дополнении к технологической схеме разработки Западно-Сахалинского нефтяного месторождения», Тюменское отделение СургутНИПИнефть. – Тюмень, 2013.

6. Саранча А.В. Анализ разработки баженовской свиты на Ульяновском месторождении / А.В. Саранча, И.С. Саранча // Академический журнал Западной Сибири. – 2014. – Т.10. № 1. – С. 128–129.

7. Саранча А.В. Определение продуктивности скважин при гидроразрыве пласта / А.В. Саранча, М.Л. Карнаухов // Известия высших учебных заведений. – 2007. – № 4. – С. 29–32.

8. Толстолыткин И.П. Использование запасов нефти на месторождениях ХМАО-ЮГРЫ // Наука и ТЭК. – 2012. – № 5. 4. – С. 26–28.

9. Шпильман А.В. В их руках ключи от недр // ГП Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана. – Ханты-мансийск, 2010.

Западно-Сахалинское 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 рис. 1. Всего на данном участке пробурено 13 скважин и одна вне данного участка, из которых четыре скважины (№ 110, 114, 115 и 5559) 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 (№ 03Гр, 105Гр, 109Гр, 112Гр, 113Гр) горизонтальные с щелевым хвостовиком на забое и объемным ГРП.

Рис. 1. Карта текущего состояния разработки участка ОПР на Западно-Сахалинском месторождении

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. 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 года накопленная добыча нефти по скважине № 101Гр после проведенных мероприятий составила 5,9 тыс. т. Скважина № 107Гр после проведенных мероприятий на начало 2013 года так и не была запущена в работу.

Более продуктивными оказались горизонтальные скважины с забоем перекрытым щелевым фильтром и проведением в них ГРП с закачкой проппанта около 40 тонн на скважину (за исключением скважины № 113Гр), при этом в скважинах № 109Гр, и 112Гр гидроразрыв пласта проводился дважды. 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 %. 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 года составила 9,4 тыс. т., что в два раза меньше, чем по одной 103-й скважине.

Пологая скважина № 102 ГР с проходкой по пласту 69,8 метров была запущена в работу в октябре 2009 года, после проведенного в ней ГРП с закачкой 60 тонн проппанта. 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. После 30 месяцев эксплуатации скважины на начало 2013 года текущий дебит нефти составляет 2,1 т/сут при накопленной добыче 6,2 тыс. т.

Далее рассмотрим историю эксплуатации четырех наклонно-направленных скважин. Скважины № 110 и 115 не отличились чем то особенным. Они были введены в эксплуатацию в 2009 и 2010 годах. В них также проводился ГРП, а в скважине № 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. Скважина № 5559 имеет наименьшую эксплуатационную историю из всех скважин. Была запущена в октябре 2012 году с входным дебитом 7,1 т/сут, а в июле 2013 года ее дебит составлял 3,9 т/сут. Накопленная добыча за неполный год по скважине № 5559 составила 1,2 тыс. т. Наибольший интерес из наклонно-направленных скважин, 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 в 1,6 раза больше, чем по всем остальным 13 скважинам. Очевидно, что успех этой скважины связан не с технологией вскрытия пласта, а с попаданием в высокопродуктивную зону трещиноватости.

В процессе эксплуатации скважин наблюдался высокий темп снижения дебитов нефти. Средний входной дебит нефти по скважинам составил 17 т/сут, после первого года эксплуатации – 15 т/сут, после двух лет – 13 т/сут (–22 % от начального). На четвертый год эксплуатации средний дебит нефти скважин, приведенных к одной дате, составил 6 т/сут (–64 % от начального) (рис. 2).

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. За этот период действующий фонд добывающих скважин вырос с 3 до 14 единиц, средний дебит по нефти снизился с 63,4 до 9,4 т/сут, обводненность изменялась в диапазоне от 8,2 до 4,6 %. Динамика основных технологических показателей представлена на рис. 3.

Интересным также представляется эксперимент, проведенный на месторождении, который заключался в закачке 4 тыс. м3 воды при давлении 62,5 МПа в скважину № 115 в сентябре 2011 года с целью образования в пласте искусственной трещиноватости и расформирования газовых скоплений в трещинной системе. Реакция на данное мероприятие была заметна практически на всех скважинах данного участка, что указывает на наличие единой высоконеоднородной гидродинамической связи трещинной системы.

Рис. 2. Динамика технологических показателей наклонно-направленных и горизонтальных скважин, приведенная к одной дате [1]

Рис. 3. Динамика основных технологических показателей

В течение месяца после проведения закачки скважины работали с нехарактерным для них режимом. Закачка воды спровоцировала вытеснение пачек газа, скопившихся в трещинной системе, что повлекло установление прерывистого течения к забоям скважин газа и нефти (выброс пачек газа). При подходе к скважинам воды в виде эмульсий в отдельных скважинах произошло резкое падение их производительности вплоть до полной остановки. Восстановление относительно базового уровня добычи нефти на рассматриваемом участке произошло через 6 месяцев (за этот период потери в добыче нефти составили 7,6 тыс. т) после проведения работ по стимулированию притоков (промывка ствола и забоя скважин горячей нефтью, ГРП в скважинах № 101Гр, 103Гр, 105Гр) [1].

Полученные результаты однозначно указывают на образование в пласте искусственной трещиноватости и вытеснение скоплений газа. Однако образование в трещинной системе пласта стойких и вязких водонефтегазовых эмульсий временно отрицательно повлияло на продуктивность окружающих скважин и потребовало применения методов стимулирования притока.

Вывод

Таким образом, результаты эксплуатации скважин неоднозначны. При диапазоне входных дебитов по нефти от 0,9 до 122,3 т/сут, средний дебит составил 17 т/сут. Из 14 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 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 показало даже близко таких результатов. Очевидно, что данная скважина попала в плотную высокопродуктивную систему естественной трещиноватости, что и явилось основой ее успеха.

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 10.04.2015.

Библиографическая ссылка