Примером эффективности ГРП для доманика может стать Сабанчинское месторождение

Ученые ТатНИПИнефти предложили вариант разработки сланцевой нефти на объекте с высокими темпами падения дебитов.

Сабанчинское нефтяное месторождение (Бавлинский район Татарстана, «Татнефть» - прим. ИА Девон) может стать примером эффективности гидроразрыва пласта для доманиковых отложений. Так считают Е.Г. Головкина, А.Р. Салихзянов, Е.В. Грызунова, К.В. Павлова из института «ТатНИПИнефть» (Бугульма).
Согласно исследованиям, проведенным специалистами ПАО «Татнефть» совместно с кафедрой геохимии МГУ, отложения данного возраста являются объектами нетрадиционного УВС. Они содержат рассеянное органическое вещество сапропелевого типа и представляют собой единый нефтегенерационный резервуар, не имеющий ВНК, ограничивающий подошву залежи и характеризующийся наличием больших зон литологического замещения коллекторов непроницаемыми плотными породами.

По аналогии с США, где к сланцевой нефти в основном относятся песчано-глинистые или кремнисто-карбонатные отложения, в разрезе Республики Татарстан нефтематеринские доманиковые отложения представлены типичными доманикитами с содержанием Сорг. 5–20% (мендымский, семилукский, саргаевский горизонты) и доманикоидами Сорг. 0,5–5% (от турнейского яруса до мендымского горизонта включительно).

В доманиковой толще семилукского и мендымского горизонтов франского яруса по результатам опробования отдельных скважин в разные годы из вертикальных скважин были получены дебиты нефти до 26 т/сут. Получены притоки нефти также из доманикоидов елецкого и данково-лебедянского горизонтов.

Одним из таких примеров нетрадиционных залежей нефти являются доманиковые отложения Сабанчинского месторождения. В 2015 г. в связи с изменившимися представлениями о геологическом строении отложений верхне-среднефранско-фаменского возраста здесь был выполнен оперативный подсчет запасов нефти и растворенного.
В тектоническом отношении Сабанчинское поднятие расположено в пределах Бугульминской депрессии, которая отделяет сводовую часть Южного купола Татарского свода от Бавлинско-Туймазинского вала.
Промышленная нефтеносность рассматриваемых отложений связана с карбонатными коллекторами данково-лебедянского горизонта фаменского яруса, представленными переслаиванием проницаемых, низкопроницаемых и плотных известняков, обогащенных органическим веществом.

Основными слагающими типами пород являются хемогенные (зернистые) известняки, затронутые процессами доломитизации, перекристаллизации и стилолитизации. В силу широкого развития указанных вторичных процессов в породе отмечается высокая трещиноватость. Эффективные микротрещины часто выполнены нефтью.
В нефтенасыщенных типах пород отмечаются в основном отдельные изолированные поры. Тип коллектора трещинно-порово-кавернозный. По данным изучения образцов керна средняя пористость пород-коллекторов составляет 5,1%, проницаемость – 0,0135 мкм2.
В пределах поднятия выявлена одна залежь нефти, вскрытая 237 скважинами. Тип залежи – пластово-сводовый, литологически экранированный. Продуктивность данного резервуара не связана с традиционными структурными залежами и не контролируется очертаниями структурных ловушек, также не фиксируется ограничивающий подошву залежи водонефтяной контакт.

На начало 2017 года на балансе ВГФ по доманиковым отложениям месторождения числятся как начальные извлекаемые запасы нефти в количестве 11155/2231 тыс. т по категории В1 и 28622/5724 тыс. т по категории В2.

Разработка данково-лебедянского объекта началась в 1976 году. Всего в эксплуатации залежи перебывало 56 добывающих скважин. С начала разработки на этом объекте добыто 374 тыс. т нефти, что составляет 16,8% от начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения – 0,034. В эксплуатацию скважины вступали с дебитами нефти от 0,6 до 10,7 т/сут. Начальная обводненность продукции варьировалась от 0% до 62%.

На объекте отмечаются высокие темпы падения дебитов, одной из причин которых является падения пластового давления. Значительная часть скважин после непродолжительной эксплуатации (в среднем менее 5 лет) были переведены как малодебитные на более продуктивный бобриковский объект. Еще 43% выбыли из эксплуатационного фонда после достижения ими предельной обводненности или снижения дебита нефти менее рентабельного (менее 0,3 т/сут).

В настоящее время в эксплуатации находятся 10 добывающих скважин, основная часть которых малодебитные – до 2 т/сут. Средний дебит нефти действующего фонда составляет 2,3 т/сут, обводненность – 61,5%.

С 1993 г. на объекте велась закачка сточной воды в очаговые нагнетательные скважины, однако из-за низкой эффективности в 2011 г. Она была приостановлена.

Проведенные исследования показателей эксплуатации скважин на доманиковых отложениях Сабанчинского месторождения говорят о том, что используемые в настоящее время технологии разработки данного типа отложений не могут обеспечить эффективной выработки запасов нефти. Повышенная геологическая неоднородность коллектора, представленного трещинно-порово-кавернозным типом порового пространства снижает эффективность фильтрационных потоков при отборе нефти и нагнетании воды для нефтевытеснения. Как правило, наблюдается интенсивное обводнение вследствие прорыва воды по трещинам, а выработка запасов из матрицы нефтеносных пород существующими технологиями является довольно низкой.

Положительный результат опытно-промышленных работ с гидроразрывом пласта (ГРП) на подобных отложениях соседних месторождений внушает определенный оптимизм. Метод ГРП заключается в создании высокопроводимой трещины. Гидравлический разрыв, а также бурение горизонтальных скважин являются технологиями, без которых невозможна разработка трещиноватых низкопроницаемых коллекторов, характеризующихся наличием изолированных пор.

Рекомендуемый вариант разработки доманикового объекта включает в себя:
– фонд для бурения 47 добывающих скважин, в т.ч. 16 горизонтальных и 31 вертикально-наклонных скважин малого диаметра;
– в порядке опытно-промышленных работ предусматривается бурение одной горизонтальной скважины с апробацией технологии многоинтервального гидроразрыва пласта;
– с целью минимизации рисков бурения скважин на нерентабельные запасы, максимальное использование скважин возвратного фонда – перевод 304 скважин в добывающий фонд с бобриковского (в т.ч. 172 скважины с углублением) и пашийского объектов;
– ввод 25 добывающих скважин с внедрением одновременно-раздельной добычи (ОРД) с бобриковским и пашийским объектами;
– зарезка в 17 скважинах бокового ствола, в т.ч. в пяти – бокового горизонтального ствола;
– перевод в добывающий фонд одной скважины из консервации и трех пьезометрических скважин;
– ввод в добывающий фонд 25 скважин из реликвидации;
– применение методов повышения нефтеотдачи для стимуляции отбора продукции – кислотный гидравлический разрыв пласта (ГКРП); направленное солянокислотное воздействие (НСКВ); обработка поверхностно-активным составом (ПАКС), кислотным составом медленного действия (КСМД); для ограничения притока воды – применение гидрофобизирующей композиции (ГПЗП), композиции на основе синтетической смолы (КФС), проведение водо-изоляционных работ по технологии ООО «Венд» (ВИР в ННС и ГС).

Данный вариант характеризуется максимальным интегральным показателем оптимальности. Согласно прогнозу технологических показателей, выполненных на основе гидродинамической модели программного комплекса Roxar (Tempest) обеспечивается КИН 0,2, что соответствует предварительно оцененному значению КИН в оперативном подсчете запасов и числящемуся на госбалансе. Планируемая накопленная добыча нефти превысит 5 млн т.

СЛЕДУЮЩИЙ МАТЕРИАЛ РАЗДЕЛА "Технологии"