Миронов А.Ю. (ОАО Сургутнефтегаз)

В настоящее время колебания мировых цен на нефть, изменения в российском законодательстве повлияли на планы многих нефтяных компаний, каждая из которых выбрала свой путь борьбы с кризисом в нефтяной отрасли. За счет осуществления масштабных инвестиций в производство и использования новейших технологий нефтедобычи ОАО «Сургутнефтегаз», с учетом эффекта прошлых лет, добывает более 40% нефти.

Современный этап разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа характеризуется ростом добычи, который во многом обеспечивается за счет увеличения объемов эксплуатационного бурения (с 1998 г. они выросли более чем в 2 раза).

К сожалению, многие недропользователи применяют «выборочный отбор запасов» как способ интенсификации разработки, тем самым, превышая проектную добычу нефти. В результате выборочного, интенсивного отбора высокопродуктивных запасов снижается конечный коэффициент извлечения нефти (КИН).

Характеристика текущих запасов свидетельствует о все еще высоком добывном потенциале ХМАО, но при этом в структуре ресурсной базы нефтедобычи все большую часть занимают залежи с трудноизвлекаемыми запасами. Разработка таких залежей имеет ряд технических, технологических и экономических ограничений. Например, низкая выработанность нефти по этим группам пластов в ОАО «Сургутнефтегаз».

С другой стороны, опыт разработки данных залежей с применением новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) дает положительные примеры их освоения. Например, воздействие на пласт с использованием технологии зарезки боковых горизонтальных стволов (ЗБС) и гидроразрыва (ГРП) в комплексе на пласты ачимовской (Ач) группы.

Полученные результаты по ачимовскому пласту БС₁₈₊₂₀ Быстринского месторождения свидетельствуют о высокой эффективности указанных методов: в отдельных случаях дебиты скважин после проведения ГРП возрастают в 6 раз и более (до 70 т/сут ), а дебиты боковых горизонтальных стволов (БГС) по сравнению с базовыми скважинами увеличиваются в 10 раз и более (до 190 т/сут) (рис.1).

 

Рис.1. Пример изменения режима работы скважин после проведения ГРП, ЗБС на пласт БС_18-20 Быстринского месторождения

В настоящее время ОАО «Cургутнефтегаз» пробурено более 1400 боковых стволов, в основном, с горизонтальным участком. Большое количество БГС пробурено на пласты ачимовской группы, что свидетельствует о высокой эффективности применения этого метода на данную группу пластов.

 

Рис.2. Проблемы и пути их решения при разработке пластов ачимовской группы

 

Сложное строение пластов ачимовской группы, низкий КИН и высокая стоимость методов глубокого воздействия на пласт требуют решения трех основных задач (рис.2):

1. Изучить геологическое строение пластов ачимовской группы, используя ГИС, проведенных в БГС.
2. Оценить эффективность разработки пластов ачимовской группы с применением зарезки боковых горизонтальных стволов.
3. Выявить наиболее эффективные решения по ЗБС на ачимовские пласты.

Эффективность разработки участков залежей с боковыми стволами, в основном, характеризуется четырьмя факторами:

• увеличением линейной скорости фильтрации за счет дополнительного отбора жидкости;
• изменением фильтрационных потоков, ведущих к подключению к разработке застойных зон пласта;
• дополнительной упругопластической деформацией коллекторов в новых депрессионных зонах, приводящей к изменению соотношения вода-нефть в поровом пространстве коллекторов;
• вскрытием боковыми стволами недренируемых или слабодренируемых зон пласта.

Первые три фактора способствуют уменьшению остаточной нефтенасыщенности пласта в уже выработанных зонах, а четвертый — довыработки запасов нефти из недренируемых или слабодренируемых зон пласта. Именно этот (четвертый) фактор определяет дополнительную добычу нефти по пластам ачимовской группы, имеющим клиноформное строение. Горизонтальный участок бокового ствола минимизирует влияние разобщенности литологически или гидродинамически изолированных линз малых размеров. Можно минимизировать влияние гидродинамической разобщенности с применением ГРП. Однако осуществление гидроразрыва ограничено повышенной (более 40%) обводненностью и неприменимо из-за непредсказуемости развития направления трещины разрыва, которая может проходить не только по пласту, но и распространяться в ослабленные зоны перекрывающих и подстилающих водонасыщенных отложений.

Эффективность эксплуатации скважин с боковыми горизонтальными стволами также определяется состоянием разработки участков воздействия:

• выбором участков и зон залежей с повышенными остаточными запасами нефти;
• выявлением структуры распределения этих запасов в объеме залежи.

Разработка залежей нефти, приуроченных к отложениям ачимовской толщи, становится все сложнее. Геологическое строение этой песчаной толщи заметно отличается от других и требует специальных методик корреляции и геологического моделирования, особенно во время интенсивного воздействия на пласт с применением ЗБС и ГРП.

Ачимовский пласт БС₁₈₊₂₀ Быстринского месторождения (БМР) имеет сложную клиноформную структуру. Размеры этих клиноформ и характер их залегания не изучались из-за отсутствия детальных сейсмических работ на этом участке.

По керну пласт БС₁₈₊₂₀ Быстринского месторождения представлен тонким переслаиванием глинистых песчаников, алевролитов и глин толщиной 5-40 см. Для анализа эффективности разработки пласта с применением БГС необходима детальная корреляция с выявлением клиноформ, их распространением и определение гидродинамической связи между ними.

Для изучения геологического строения пластов ачимовской группы разработана программа технического программирования, которая отображает значения кривых ПС, КС, гамма-каротажа в пространстве, используя цветовую палитру. Технология OpenGL этой программы позволяет использовать возможности трехмерного моделирования для построения пространственного участка скважин с БГС. Реализованная технология отображения значений кривых в цветовой гамме позволяет достоверно проводить корреляцию горизонтальных участков боковых стволов и соседних скважин.

С использованием базы данных результатов ГИС построены геологические модели участков пласта БС₁₈₊₂₀ Быстринского месторождения, где проводилась зарезка БГС.

Строение ачимовской толщи Быстринского месторождения, полученное на основе результатов моделирования, не противоречит соответствующим представлениям о клиноформном ее характере (рис.3).

 

Рис.3. Пример корреляции участка пласта БС_18-20 по данным ГИС боковых горизонтальных стволов

Эффективность разработки участка ачимовского пласта зависит от его строения. Оценивая текущее состояние разработки, выбирается место и направление БГС, однако необходимо учитывать сложность геологического строения и закладывать в проект характер его проводки по вертикали.

Существуют различные подходы в этом направлении, так как отсутствует четкое правило вертикальной проводки ствола. Некоторые исследователи делают акцент на наиболее проницаемые, высокопродуктивные пропластки, другие — на вскрытие каждого нефтенасыщенного слоя песчаника.

С помощью разработанной программы корреляции оценены оба подхода, также проведен анализ эффективности разработки пласта с применением БГС с детальной корреляцией участков залежи.

Для построения геологической модели программой используется база данных геофизических результатов (гироскоп, телеметрия, значения кривых ПС, КС, ГК и любых других необходимых данных как в текстовом формате, так и в виде таблицы). Программа отображает данные в пространстве, используя цветовую палитру. На рис.4 представлен пример построения участка залежи по кривой ПС. Холодными цветами (синий-голубой) отображаются низкопроницаемые пропластки (чем насыщеннее цвет, от голубого до синего, тем ниже проницаемость пропластка), теплыми цветами (желтый-красный) — песчаник (чем насыщеннее цвет, от желтого до красного, тем выше проницаемость пропластка).

 

Рис.4. Корреляция участка пласта БС_18-20 БМР

Такой способ отображения информации необходим и эффективен для качественной корреляции пласта с использованием результатов ГИС в горизонтальных стволах, так как отображение значений геофизики в виде кривых неприменимо на горизонтальных участках.

На примере скважин 3403, 3013 с боковыми горизонтальными стволами рассмотрим построенную геологическую модель пласта БС₁₈₊₂₀ Быстринского месторождения. Горизонтальные участки по этим БС составляют в среднем 300 м.

Реализованная технология отображения значения кривых в цветовой гамме позволяет достоверно проводить корреляцию горизонтальных участков боковых стволов и соседних скважин.

По результатам проведенной корреляции по вертикальной проекции участка выделяется три основных линзы — клиноформы разной проницаемости (рис.4).

Качество проходки по этим линзам различное.

БГС скв.3403 вскрыл три линзы. Основная часть горизонтального участка пришлась на верхнюю высокопроницаемую линзу. Кривая ПС по этому участку показывает наибольшие значения. Дебит нефти после проведения ЗБС увеличился до 60 т/сут. Темпы обводнения составляют более 20% в год. Качество вскрытия пласта БС₁₈₊₂₀ и результаты эксплуатации БГС могут охарактеризовать эффективность разработки участка скважин.

Проводка горизонтального участка бокового ствола скв.3013 осуществлялась по принципу вскрытия всех нефтенасыщенных пропластков, не акцентируя внимания на наиболее высокопроницаемой части пласта. В результате дебит нефти после проведения ЗБС увеличился до 55 т/сут, темпы обводнения составляют менее 10% в год.

По ряду других скважин получены аналогичные результаты. Там, где вскрывали равномерно всю нефтенасыщенную ачимовскую толщу независимо от проницаемости пласта, продукция скважин не обводняется на протяжении года и более. Характеристики вытеснения по данным скважинам показывают, что основной объем дополнительной добычи нефти получен за счет повышения нефтеотдачи пластов.

Таким образом, оценивая характер вскрытия боковыми горизонтальными стволами участков ачимовской группы пластов и результаты эксплуатации, можно сделать следующие выводы:

1. Эффективность разработки пластов ачимовской группы путем зарезки боковых горизонтальных стволов качественно зависит от характера проводки горизонтального участка.
2. Наибольшая эффективность от применения зарезки боковых горизонтальных стволов на пласты ачимовской группы получена при проводке горизонтального участка по всем нефтенасыщенным пропласткам независимо от коэффициента их песчанистости. Меньший эффект получен от скважин, горизонтальный участок которых ориентирован на наиболее проницаемый пропласток ввиду уменьшения коэффициента охвата пласта и быстрого обводнения.

В настоящее время на ачимовской группе пластов Быстринского месторождения эксплуатируется более 70 скважин с боковыми горизонтальными стволами. Средняя длина горизонтального участка составляет около 300 м. Средний дебит нефти более 30 т/сут.

Путем зарезки боковых горизонтальных стволов на пласты ачимовской группы более 60% дополнительной добычи нефти получено за счет увеличения нефтеотдачи.

Для получения наибольшего эффекта от бурения боковых горизонтальных стволов на пласты ачимовской группы необходимо на стадии проекта бурения проводить детальную корреляцию участка пласта, соблюдать принцип вскрытия всех нефтенасыщенных пропластков, а при разработке путем зарезки боковых горизонтальных стволов рассматривать возможность вскрытия горизонтальным участком нескольких клиноформ.