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).
Баженовская свита
Ульяновское месторождение
1. Батурин Ю.Е. Бажен без льгот так им и останется // Нефтегазовая вертикаль. – 2010. – № 23–24. – С. 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. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири / И.И. Нестеров, И.Н. Ушатский, А.Я. Малыхин и др. – М.: Недра, 1987.
4. 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.
5. Отчет «Дополнение к технологической схеме разработки Ульяновского месторождения», Тюменское отделение СургутНИПИнефть. – Тюмень, 2010.
6. Отчет «Дополнение к технологической схеме разработки Ульяновского месторождения», Тюменское отделение СургутНИПИнефть. – Тюмень, 2014.
7. 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.
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.
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 . Мощность слоя в среднем составляет 35 метров, площадь распространения 1 290 тыс. км2 . По оценкам ряда специалистов в кремнисто-глинистых породах баженовской свиты содержится около 15 % ресурсов нефти Западной Сибири . 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 . 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 .
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
|
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 |
сред. за период эксплуатации |
||||||
|
скв. работает через осадок обрушения |
|||||||||
|
б/д с 08.2008 |
C 12.2009 г. новый ствол. С 08.2011 г. на выходе газ |
||||||||
|
с 11.2010 г. новый ствол с фильтром |
|||||||||
|
б/д с 08.2008 |
ствол обрушен |
||||||||
Таблица 2
Показатели разработки пласта ЮС0 Ульяновского месторождения на начало 2014 года
|
Добыча, тыс. т |
Обводненность, % |
Дебит, т/сут |
Действующий фонд добывающих скважин |
Отработанное время добывающих скважин, сут |
||||||||
|
жидкости |
||||||||||||
|
накопленная |
накопленная |
накопленная |
жид-кости |
накопленное |
||||||||
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 .
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
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 %.
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.
Библиографическая ссылка
Саранча А.В., Гарина В.В., Митрофанов Д.А., Саранча И.С. РАЗРАБОТКА БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ НА УЛЬЯНОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2-11. – С. 2356-2359;URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37445 (дата обращения: 06.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания» 1
В настоящее время имеется большое количество публикаций, посвященных баженовской свите и таящегося в ней в огромных количествах углеводородного сырья. Основная цель написания данной статьи заключается в освещении полученных результатов разработки баженовской свиты и эксплуатации скважин на Ай-Пимском месторождении, где пробурено наибольшее количество эксплуатационных скважин на «бажен» из Западно-Сибирских месторождений. Всего на Ай-Пимском месторождении пробурено 52 скважины, из которых 41 находилась в эксплуатации. В статье приводятся результаты анализа эффективности эксплуатации скважин различного профиля. На начало 2013 года из пласта ЮС0 Ай-Пимского месторождения, добыча нефти осуществлялась 13 многозабойными горизонтальными, семью горизонтальными, 18 наклонно-направленными и тремя поисково-разведочными скважинами. Накопленная добыча нефти составила 1 млн. 350 тыс. тонн, при этом порядка одного миллиона тонн было добыто всего восьмью скважинами.
Ай-Пимское месторождение
Баженовская свита
1. Батурин Ю.Е. Бажен без льгот так им и останется // Нефтегазовая вертикаль. – 2010.- № 12. – 23-24.
2. Дмитриевич А.А. Природные резервуары нефти в отложениях баженовской свиты на западе Широтного Приобья // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических 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 «Дополнение к технологической схеме разработки Ай-Пимского 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. Шпильман А.В. В их руках ключи от недр // ГП Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана. – Ханты-Мансийск. 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.
Опытно-промышленная разработка баженовской свиты на начало 2015 года, ведется на Верхне-Салымском, Средне-Назымском, Галяновском, Маслиховском, Камынском, Сыньеганском, Ульяновском, Западно-Сахалинском, Мурьяунском, Алёхинском и Ай-Пимском месторождениях . Всего на перечисленных месторождениях в эксплуатации перебывало более 100 скважин. На начало 2013 года, наибольшее количество накопленной нефти получено из 41 скважины Ай-Пимского месторождения, в объеме более 1 млн. 400 тыс.т., что составляет порядка 75 % всей накопленной нефти, полученной из упомянутых месторождений. На рисунке 1 представлена динамика годовой и накопленной добычи баженовской нефти на Ай-Пимском и на всех перечисленных месторождениях.
Рис. 1. Динамика добычи баженовской нефти на Ай-Пимском и на всех перечисленных месторождениях
Баженовская свита на Ай-Пимском месторождении представлена коллектором трещиновато-кавернозного типа с аномально-высоким пластовым давлением. Замеры пластового давления произведены глубинными манометрами при исследовании девяти поисково-разведочных скважин на неустановившихся режимах фильтрации во время опробования на приток. В среднем начальное пластовое давление по результатам наиболее максимально достоверных данных принято на уровне 40.6 МПа. Пластовая температура составляет порядка 92 ºС. Общая толщина баженовской свиты, вскрытой скважинами на Ай-Пимском месторождении колеблется от 22 до 31 м, нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне от 5.2 до 7.8 м. Среднее значение пористости, определенное по результатам 259 лабораторных исследований керна отобранного из семи скважин, составило 0.078 доли единиц. Среднее значение проницаемости, определенное по результатам 17 гидродинамических исследований скважин, составило 3.6 мД. Дегазированная нефть, исследованная на 41 глубинной пробе отобранной из 11 скважин, имеет при 20 ºС среднюю плотность 863 кг/м3 и вязкость 15.49 мПа*с, при 50 ºС вязкость в среднем составляет 5.8 мПа*с. Такова краткая геолого-физическая характеристика баженовской свиты и насыщающей ее нефти на рассматриваемом месторождении.
Добыча баженовской нефти на Ай-Пимском месторождении ведется с 2000 года двумя скважинами, поисковой № 4034 и разведочной № 4021. Поисковая скважина № 4034 в 2004 году уходит в бездействие с накопленной добычей нефти 27.4 тыс.т, а разведочная скважина № 4021 эксплуатируется в фонтанном режиме и на начало 2013 года ее дебит составляет 0.77 т/сут, с накопленной добычей нефти 44.2 тыс.т. Динамика действующего фонда добывающих скважин и среднего дебита по ним, представлена на рисунке 2.
Рис. 2. Динамика действующего фонда добывающих скважин и их среднего дебита по нефти
Рассмотрим историю ввода в эксплуатацию скважин пробуренных на баженовскую свиту на рассматриваемом месторождении. В 2007 году были пробурены и введены в эксплуатацию три многозабойные горизонтальные скважины (№№ 2, 3 и 4). В 2008 году пять скважин, из этого числа две наклонно-направленные (№№ 5 и 14), одна горизонтальная (№ 6), одна многозабойная горизонтальная (№ 10) и одна поисковая (№ 4012П). В 2009 году построено и введено в эксплуатацию 16 скважин, в их числе четыре наклонно-направленных (№№ 13, 20, 22 и 29), три горизонтальных (№№ 7, 12 и 26) и семь многозабойных горизонтальных (№№ 8, 9, 11, 15, 19, 24 и 36). В 2010 году пять скважин, из которых три наклонно-направленные (№№ 28, 30 и 33), одна горизонтальная (№ 31) и одна многозабойная горизонтальная (№ 23). В 2011 году введена в эксплуатацию только одна многозабойная горизонтальная скважина (№ 21), а 2012 году количество пробуренных скважин составило 10 единиц, при этом девять из них наклонно-направленные (№№ 35, 37, 45, 47, 48, 50, 51, 158 и 1387) и только одна горизонтальная (№ 32). Таким образом, на начало 2013 года из пласта ЮС0 Ай-Пимского месторождения, добыча нефти осуществлялась 13 многозабойными горизонтальными, семью горизонтальными, 18 наклонно-направленными и тремя поисково-разведочными скважинами.
Рассмотрим эффективность эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин. Максимально полученный дебит нефти по данной группе скважин варьируется от 21 до 261 т/сут. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации изменяется по этим скважинам от 1 до 131.6 т/сут, в среднем на скважину составляя 24.2 т/сут. Текущий дебит изменяется от 0.8 до 47.7 т/сут. Накопленная добыча нефти многозабойных горизонтальных скважин изменяется от 3.2 до 169.4 тыс.т, в среднем на скважину составляя 35.3 тыс.т. Более 50 тыс.т нефти из 13 скважин отобрали три (№№ 4, 19 и 36), накопленная добыча по которым составила 115, 58 и169 тыс.т, соответственно. Менее 5 тыс.т нефти из 13 скважин отобрали тоже три (№№ 8, 15 и 24), при этом ввод в эксплуатацию этих скважин был осуществлен еще 2009 году.
Горизонтальные скважины показали немного большую эффективность по отношению к многозабойным горизонтальным и наклонно-направленным по показателю осредненной накопленной добычи нефти на скважину (таблица 1), но как показал дальнейший анализ, при делении накопленной добычи нефти на отработанное время, данная группа скважин показала худшие результаты по осредненной удельной накопленной добыче нефти. Максимально полученный дебит нефти по данной группе скважин варьируется от 2.5 до 297 т/сут. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации изменяется по этим скважинам от 0.5 до 105 т/сут, в среднем на скважину составляя 24.2 т/сут. Текущий дебит изменяется от 0 (одна скважина № 6 остановлена) до 8.4 т/сут. Накопленная добыча нефти горизонтальных скважин изменяется от 0.3 до 188 тыс.т, в среднем на скважину составляя 40.1 тыс.т. Более 50 тыс.т нефти из семи скважин отобрали две (№№ 1 и 6), накопленная добыча по которым составила 188 и 78.2 тыс.т, соответственно. Менее 5 тыс.т нефти из семи скважин отобрали четыре (№№ 12, 26, 31 и 32), ввод в эксплуатацию которых был осуществлен в 2009, 2009, 2010 и 2012 году, соответственно.
По наклонно-направленным скважинам включая три поисково-разведочные, максимально полученный дебит нефти варьируется от 2.5 до 247.7 т/сут. Средний дебит нефти за весь период эксплуатации изменяется по этим скважинам от 1.8 до 174.2 т/сут, в среднем на скважину составляя 40.7 т/сут. Текущий дебит изменяется от 0.8 до 247.7 т/сут, за исключением одной остановленной поисковой скважины № 4034. Накопленная добыча нефти наклонно-направленных скважин изменяется от 0.1 до 154.4 тыс.т, в среднем на скважину составляя 29 тыс.т, что меньше чем у горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин. Более 50 тыс.т нефти из 21 скважины отобрали три (№№ 5, 20 и 22), накопленная добыча по которым составила 116, 154 и 120 тыс.т, соответственно. Менее 5 тыс.т нефти из 21 скважины отобрали восемь (№№ 30, 35, 37, 45, 48, 51, 158 и 1387), однако данные цифры не показательные поскольку семь из этих скважин были введены в эксплуатацию только 2012 году. В этой связи целесообразно рассмотреть удельную накопленную добычу, то есть накопленную добычу поделить на количество отработанного времени, например, поделить на количество отработанных месяцев. Это позволит построить более объективную картину по эффективности эксплуатации скважин разной архитектуры.
Таблица 1
Показатели эффективности скважин разного профиля
|
Тип скважины |
Диапазон максимально полученных дебитов, т/сут |
Диапазон средних за весь период дебитов нефти, т/сут |
Осредненный дебит нефти по данной группе скважин, т/сут |
Диапазон накопленной добычи |
Осредненная накопленная добыча |
Диапазон отработанных месяцев по данной группе скважин, мес. |
Диапазон удельной накопленной добычи |
Осредненная удельная накопленная добыча |
МзГр - многозабойные горизонтальные скважины
Гр - горизонтальные скважины
Ннс - наклонно-направленные скважины
Для более объективной оценки эффективности эксплуатации скважин разного профиля обратимся к таблице 1. Видно, что по осредненной накопленной добыче нефти наилучшими показателями характеризуются скважины горизонтального профиля отработав в среднем на скважину 40.4 месяца и отобрав при этом 40.1 тыс.т на скважину. Но поскольку отработанное время у скважин разное, то целесообразно по каждой скважине накопленную добычу нефти поделить на отработанное количество месяцев, что позволит прийти к более объективному показателю - удельной накопленной добычи нефти. Для сравнения скважин разного профиля между собой можно просуммировать показатели удельной накопленной добычи внутри каждой группы и поделить на общее количество скважин внутри этих групп, что позволит получить осредненную удельную накопленную добычу нефти по каждой группе скважин. Говоря простыми словами осредненная удельная накопленная добыча нефти, есть не что иное как количество нефти в тыс.т, добытое в среднем скважиной в месяц. По этому показателю наибольшей эффективностью характеризуются скважины наклонно-направленного профиля, средняя накопленная добыча нефти на скважину которых, составила 29 тыс.т при отработанном в среднем на скважину времени 33.6 месяца и показав наилучший результат в 1.3 тыс.т в месяц на скважину, при том что у горизонтальных и многозабойных горизонтальных этот показатель составил 0.79 и 0.73 тыс.т в месяц, соответственно.
Основной объем отбора нефти 999.1 тыс.т получен из 8 высокодебитных скважин №№ 1, 4, 5, 6, 19, 20, 22 и 36 со средним максимальным дебитом нефти 193.7 т/сут и средним за весь период эксплуатации 84.4 т/сут (таблица 2). В 2012 году скважины №№ 6 и 19 по причине отсутствия притока находились в бездействии, а скважины №№ 1 и 4 эксплуатировались со средним дебитом 0.8 т/сут. Основными причинами низкой продуктивности этих скважин является на фоне низкого пластового давления (25−27 МПа) в трещинной системе пласта обрушение горизонтальной части ствола, образование минеральных пробок, кольматация ПЗП и образование газовых барьеров, которые только по скважинам №№ 1, 6 и 19 за период 10.06.2010−02.02.2011 привели к потере ежесуточной добычи нефти около 180 т/сут .
Таблица 2
|
Номер скважины |
Тип скважины |
Год ввода |
Способ эксплуатации |
Максимальный дебит нефти, т/сут |
Текущий дебит нефти, т/сут |
Средний дебит нефти за весь период, т/сут |
Накопленная добыча нефти, тыс.т. |
|
остановл |
|||||||
|
Гр* - горизонтальные скважины |
Среднее |
Среднее |
Среднее |
||||
Также показательным будет представить 7 высокоэффективных скважин по удельной накопленной добычи нефти. Номера этих скважин и показатели их эффективности представлены в таблице 3. Как видно, пять скважин под номерами 36, 20, 1, 22 и 5 с накопленной добычей более 50 тыс.т также представлены в таблице 3, но есть и две новые скважины №№ 47 и 50, которых нет в таблице 2, так как ввод их в эксплуатацию был осуществлен только 2012 году и потому их накопленная добыча нефти не превысила отметки в 30 тыс.т. Эти две скважины на начало 2013 года имеют самые высокие показатели по удельной накопленной добычи и текущему дебиту нефти, а значит, у них есть все перспективы превысить значение по накопленной добычи в 50 или даже в 100 тыс.т нефти.
Таблица 3
Показатели эффективности высокодебитных скважин
|
Номер скважины |
Тип скважины |
Год ввода в эксплуа-тацию |
Способ эксплуа-тации |
Максима-льный дебит нефти, т/сут |
Текущий дебит нефти, |
Накопленная добыча |
Средний |
Удельная накопленная добыча |
|
МзГр* - многозабойные горизонтальные скважины Гр* - горизонтальные скважины Ннс* - наклонно-направленные скважины |
Среднее 94,0 т/сут |
Сумма 786,8 тыс.т |
3,8 тыс.т/мес |
|||||
Выводы:
1. На Ай-Пимском месторождении добыто наибольшее количество баженовской нефти из месторождений Западной Сибири, где ведется промышленная разработка данного уникального объекта.
2. Всего в эксплуатации пребывало 41 скважина, объем накопленной добычи нефти составил 1 млн. 350 тыс. т, при этом один миллион был добыт всего восьмью скважинами.
3. Результаты эксплуатации скважин неоднозначны, по показателю осредненной накопленной добычи нефти на скважину, горизонтальные скважины показали немного большую эффективность по отношению к многозабойным горизонтальным и наклонно-направленным, но, как показал дальнейший анализ, при делении накопленной добычи нефти на отработанное время данная группа скважин показала худшие результаты по осредненной удельной накопленной добыче нефти, по которой наилучшими значениями отметились наклонно-направленные скважины.
4. В целом на Ай-Пимском, как и на других месторождениях, где ведется добыча баженовской нефти, накопленную добычу скважины не стоит связывать с технологией вскрытия пласта, потому как применение аналогичных технологий вскрытия на соседних скважинах не показывают аналогичных результатов, что говорит о существовании высоко продуктивной трещиноватой системы, попадание в которую и есть определяющий фактор успеха. В этой связи необходимо как отмечают в Сургутнефтегазе, создание технологии дистанционного локального прогнозирования местоположения каверно-трещинных зон в пласте; совершенствование технологии качественного и безаварийного строительства скважин в условиях АВПД и предрасположенности пород к обвалообразованию в стволах скважин; совершенствование существующих и создание новых технологий освоения, восстановления и повышения продуктивности скважин применительно к условиям баженовской свиты; создание технологии регулируемого образования в пласте густой сети трещиноватости; совершенствование и создание новых технологий ГРП для скважин различного типа, исключающих уход трещины разрыва из пласта и кольматацию гелем естественных трещин.
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, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.
Библиографическая ссылка
Саранча А.В., Митрофанов Д.А., Саранча И.С., Овезова С.М. РАЗРАБОТКА БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ НА АЙ-ПИМСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ // Современные проблемы науки и образования. – 2015. – № 1-1.;URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=18458 (дата обращения: 06.04.2019). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
Научно-технический центр «Газпром нефти» в составе консорциума ведущих российских институтов (Инжиниринговый центр Московского физико-технического института (МФТИ), Геологический факультет МГУ, РГУ нефти и газа им. Губкина, Сколковский институт науки и технологий (Сколтех) завершил адаптацию уникальной технологии анализа керна (образца породы) к пластам баженовской свиты, сообщает пресс-службе «Газпром нефти».
Это позволило выявить новые свойства материнских пород нетрадиционных запасов и повысить точность прогнозирования нефтеносности. Исследования проведены в рамках федеральной программы комплексного исследования баженовской свиты.
Новая технология измерения тепловых свойств породы существенно расширила комплекс исследований физических и фильтрационных свойств керна. Ее применение показало, что теплофизические свойства бажена коррелируют с содержанием органического вещества, а следовательно, имея данные тепловых измерений, можно точнее прогнозировать распределение углеводородов в пласте баженовской свиты.
Во время исследований изучались образцы породы, которые были собраны на месторождениях «Газпром нефти», где изучались залежи баженовской свиты. Благодаря проведенным испытаниям новой технологии в «Газпром нефти» создана уникальная по объему и точности библиотека теплофизических свойств баженовской свиты, не имеющая аналогов в мире. Сейчас специалисты Научно-технического центра компании в сотрудничестве с коллегами по консорциуму проводят анализ собранных данных для более эффективного прогнозирования запасов бажена.
В составе консорциума Научно-технический центр «Газпром нефти» участвует в федеральной программе по исследованию баженовской свиты. Помимо работы с керном, партнеры проводят испытания новых технологий ГРП, исследуют альтернативные методы повышения нефтеотдачи, создают геологические, гидродинамические и геомеханические компьютерные трехмерные модели залежей, а также готовят методические рекомендации по технологиям оценки запасов и их разработки.
«Газпром нефть» реализует два пилотных проекта по изучению баженовской свиты в ХМАО: на Пальяновской площади Красноленинского месторождения и Южно-Приобском месторождении. На участках пробурено 11 наклонно-направленных и пологих скважин для оценки потенциала нетрадиционных запасов, проведены гидроразрывы пласта, получены притоки нефти. Выполненные работы позволили подтвердить перспективы промышленного освоения баженовской свиты, оценить потенциал единичной трещины ГРП и перейти к оценке эффективности базовой технологии разработки — бурению горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. На Пальяновском проекте успешно пробурены 2 скважины с длиной горизонтального ствола 1000 м, отработаны технологии бурения и заканчивания. В целях совершенствования технологии применено заканчивание с цементированием хвостовика, испытываются различные дизайны проведения ГРП.
В конце 2015 года «Газпром нефть» начала первый проект по изучению баженовской свиты в ЯНАО. На Вынгаяхинском месторождении проведены операции гидроразрыва пласта (ГРП) в баженовских отложениях на новой оценочной и двух наклонно-направленных скважинах, во всех скважинах получены притоки нефти из баженовской свиты. Оценочная скважина пробурена с отбором и исследованием керна, записью расширенного комплекса геофизической информации для детального изучения разреза и подготовки геологической модели. Полученные результаты являются основой для дальнейших работ по оценке эффективности и дальнейшему совершенствованию базовой технологии разработки — бурению горизонтальных скважин с многостадийным ГРП.