image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 7-8 2017

Добыча нефти и газа

01.7-8.2017 10:00 Предварительные результаты испытания новых технологий добычи нефти из отложений баженовской свиты
В 2013–2015 гг. одна из нефтедобывающих компаний в юго-восточной части Западной Сибири при оценке добычных характеристик баженовской свиты применила гидроразрыв пласта (ГРП), основанный на технологии Slickwater, хорошо зарекомендовавшей себя на горизонтальных скважинах в отложениях формации Bakken, Barnett, Eagle Ford и др. при проведении многостадийного ГРП. Для отработки новых технологий по вовлечению низкопроницаемых коллекторов в разработку по данным геофизического исследования скважин (ГИС) выбран наиболее хрупкий интервал (2801–2808 м) для перфорации под ГРП. В связи с состоянием дорог, обусловленным сезонностью, испытание проводилось в течение двух зимних сезонов (2013–2014 гг. и 2014–2015 гг.). Отбор в скважинах производился электроцентробежными насосами, находящимися в периодической эксплуатации. В обеих скважинах по техническим причинам не реализована закачка жидкости и пропанта в запланированных объемах, поэтому создана маленькая область их питания. Не полностью отобрана жидкость ГРП. В обеих скважинах отсутствует аномально высокое пластовое давление (АВПД). Приток по жидкости является ограниченным (по скв. 1 – не более 4 м3/сут, по скв. 2 – не более 6 м3/сут), поэтому скважины отрабатывались в периодическом режиме эксплуатации. Динамика отработки скважин продемонстрировала потенциал баженовской свиты и перспективность в плане добычи углеводородов. На основании полученных данных необходимо разработать методику, позволяющую прогнозировать распространение зон трещиноватости в баженовской свите при планировании бурения новых скважин, для чего требуется провести предварительное изучение зон распространения трещиноватости. По результатам испытания скважин можно сделать вывод, что без вскрытия зон АВПД для скважин, находящихся в периодической эксплуатации, дебиты по нефти не будут превышать 2–3 т. Для получения бóльших дебитов нефти из баженовской свиты целесообразно подобрать другую технологию либо совершенствовать используемую технологию Slickwater с применением многостадийного ГРП.
Ключевые слова: Западная Сибирь, нефть, баженовская свита, гидроразрыв пласта, новые технологии, анализ разработки.
Ссылка для цитирования: Гладков Е.А. Предварительные результаты испытания новых технологий добычи нефти из отложений баженовской свиты // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 7–8. С. 50–56.
Открыть PDF


В последние годы резко увеличилось количество исследований, посвященных разработке трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ), к числу которых относятся отложения баженовской свиты, повсеместно распространенной в Западной Сибири.

Как правило, отложения баженовской свиты являются высокобитуминозными кремнисто-глинисто-карбонатными толщами морского генезиса. Кроме того, баженовская свита является региональным флюидоупором, и именно под этой толщей во многих районах сконцентрированы основные ресурсы углеводородов. Еще одним уникальным свойством баженовской свиты является то, что в определенных условиях в ней формируется коллектор трещинного типа.

1.png

Интересно отметить, что отдельные скважины из такого коллектора без использования гидроразрыва давали до 500 м3 нефти в сутки.

Первые промышленные притоки нефти из баженовской свиты были получены в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции в конце 1960-х гг. на Салымском месторождении ХМАО Тюменской области и достигали 600 м3/сут. Высокие дебиты нефти из отдельных скважин, полученные на начальном этапе изучения, огромная площадь распространения (1 млн км2), однородный, на первый взгляд, состав пород подтвердили гипотезу геологов о региональной продуктивности баженовской свиты. Со временем, когда количество непродуктивных и низкодебитных скважин достигло 50 %, встал вопрос об изучении неоднородности строения свиты и выявлении закономерностей в развитии высокопродуктивных зон. Однако ни по материалам ГИС и сейсморазведки, ни по данным керна не удавалось определять контуры выявленных залежей и основные подсчетные параметры объектов. На начальных этапах исследования было установлено, что нефтеносность баженовской свиты не связана со структурным планом. Залежи нефти не имеют подошвенных и краевых вод, характеризуются аномально высокими пластовыми давлением и температурой. До настоящего времени остается открытым вопрос о типе и генезисе коллекторов в баженовской свите и ее аналогах.

В целях изучения эффективности новых технологий в 2013–2015 гг. одна из нефтедобывающих компаний в юго-восточной части Западной Сибири при оценке добычных характеристик баженовской свиты применила ГРП, основанный на технологии Slickwater. Данная технология ранее хорошо себя зарекомендовала на горизонтальных скважинах в отложениях формации Bakken, Barnett, Eagle Ford и др. при проведении многостадийного ГРП [1–2].

Согласно литературным источникам [3–4] для проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах обычно используют пропант мелкой фракции (размерностью 40/70 или 30/50) с небольшими концентрациями в закачиваемой жидкости (до 120 кг/м3).
Жидкость разрыва при технологии Slickwater на 99,5 % состоит из пресной воды и пропанта, остальные составляющие представлены понизителем трения, кислотой, стабилизатором глин и т. д. Ключевая особенность технологии Slickwater состоит в закачке большого объема воды – до 900–1200 м3 на одну стадию ГРП.

Image_009.jpg

Максимальные скорости закачки для горизонтальных скважин достигают 10–12 м3/мин и более.

Особенность апробирования ГРП по технологии Slickwater заключалась в том, что использовались вертикальные скважины № 1 (площадь «А») и № 2 (площадь «Б»). Для сохранения конфиденциальности информации нумерация скважин принята условно и не соответствует реальной нумерации.

На первом этапе был осуществлен выбор наиболее перспективных районов для проведения ГРП и проведены геохимические исследования керна и шлама, отобранных при бурении нескольких десятков эксплуатационных и разведочных скважин.

Всего проведено лабораторное исследование 311 образцов керна и шлама. Сделаны рентгенофазовый анализ 224 образцов керна и шлама и литолого-петрографический анализ 60 шлифов пород баженовской свиты.

Согласно данным, представленным в статье [5], результаты пиролитического анализа баженовских отложений на территории Томской области указывают на их хороший генерационный потенциал. При этом среднее содержание органического углерода (Сорг) составляет 5–13 %, углеводородный потенциал (S2) – 30–90 мг УВ/г породы, а органическое вещество (ОВ) пород обладает отличными нефтегенерационными качествами – водородный индекс (HI) доходит до 450–700 мг УВ/г Сорг).

На основании полученных экспериментальных данных и результатов с привлечением материала по сопредельным территориям подтвердилось, что:

1) породы баженовской свиты в юго-восточной части Западной Сибири обладают хорошим генерационным потенциалом. Содержание Сорг) достигает 15 % при среднем содержании 5–11 %, что хорошо согласуется с данными, полученными И.В. Гончаровым с соавторами [6];

2) согласно результатам рентгенофазового анализа и литолого-петрофизических исследований в породах баженовской свиты преобладают кремнисто-глинистые минералы. Максимальное содержание кремнистой фазы при этом соответствует породам баженовской свиты с наиболее высоким генерационным потенциалом. В подошвенной части баженовской свиты большинства исследованных скважин выделяется интервал с содержанием карбонатных минералов до 50 % и более;

3) степень катагенетической преобразованности пород баженовской свиты в районе исследований соответствует градациям катагенеза ПК – МК1 (таблица).

На основании проведенных исследований были выбраны две скважины – № 1 (площадь «А») и № 2 (площадь «Б»), в которых органическое вещество баженовской свиты находится на разных стадиях катагенетического преобразования. На площади «А» уровень катагенетического преобразования ОВ пород баженовской свиты очень близок к уровню преобразования месторождения Bakken (США), поэтому ожидалось, что результаты испытаний новой технологии будут наиболее эффективными.

Скважины № 1 и 2 находятся на одном гипсометрическом уровне и близки по данным геологии и ГИС (рисунок).

Image_010.jpg 

Апробация новой технологии

Скважина № 1 (площадь «А»)

В конце 2009 г. при бурении поисково-оценочной скважины на площади «А» при первичном вскрытии баженовской свиты в интервале 3126–3137 м (а.о. 2808,2–2818,6 м) выявлены нефтегазонасыщение и АВПД (нефтегазопроявления на устье скважины).

Вызов притока был произведен перфораторами ПКТ-102 (на НКТ) при заполнении ствола скважины технической водой до устья. Практически сразу после инициации перфораторов скважина начала переливать технической водой, через 3 ч появилась пленка нефти. По окончании очистки скважина фонтанировала в пульсирующем режиме безводной нефтью через штуцер 3 мм средним дебитом 5,35 м3/сут. Однако из-за АВПД баженовской свиты через 27 ч от начала регистрации КВД устьевые давления в скважине превысили давление опрессовки эксплуатационной колонны и составили в трубной и затрубной системах 216 атм. Запись КВД была остановлена до выхода кривой на асимптоту, поэтому произвести корректный расчет пластового давления было невозможно. Конечное давление на КВД составило 462 атм. Пластовое давление было рассчитано по методу Хорнера и составило 520 атм (расчет недостаточно корректен из-за малого времени записи КВД). Скважина ликвидирована по техническим причинам, так как конструкция колонны не была рассчитана на АВПД.

В 2010 г. пробурена скв. 1 площади «А» и произведен отбор керна из отложений баженовской свиты в интервале глубин 2822,3–2795,0 м. Керновым материалом представлен полный разрез свиты, однако в верхней части (керн 1) вынос керна составил лишь 25 %. Всего под микроскопом изучено 18 образцов.

Отложения баженовской свиты в интервале 2801–2815 м (по керну) представлены битуминозными аргиллитами, неравномерно карбонатизированными и пиритизированными, слаботрещиноватыми. Трещины микроскопические, открытые, субгоризонтальные. Аргиллиты – с запахом и выпотами нефти.

Вызов притока в баженовской свите в скв. 1 произведен перфораторами «Мега П73-БП» при заполнении ствола скважины перфорационной жидкостью (0,1 % водный раствор СНПХ-ПКД-515 с добавлением ингибитора глин СС-1 1 л/м3) в интервале 2750–2832 м, технической водой в интервале 0–2750 м, уровень технической воды в НКТ снижен до глубины 800 м. Испытание баженовской свиты проходило без изоляции пласта Ю1(1–2). По результатам испытаний пласт Ю1(1–2) васюганской свиты и отложения баженовской свиты не являются коллекторами, они практически «сухие».

Для отработки новых технологий по вовлечению низкопроницаемых коллекторов в разработку по результатам анализа данных ГИС выбран наиболее хрупкий интервал (2801–2808 м) для перфорации под ГРП.

В 2014 г. испытание баженовской свиты было продолжено. Для осуществления перфорации баженовской свиты был установлен цементный мост, изолировавший нижележащий пласт Ю1(1–2).

Затем произведена дополнительная перфорация интервала 2801–2808 м (баженовская свита) зарядами 2906 Power Jet на НКТ-73 плотностью 6,6 отв/п.м, общим количеством 46 отверстий на солевом растворе KCl удельным весом 1,05 г/см3. Признаков УВ при перфорации не отмечено. На перелив скважина не вышла.

Для интенсификации притока произвели пропантный ГРП на пресной воде (технология Slickwater). Фактическая закачка проведена тремя насосами суммарной мощностью 7500 л. с. Однако понизитель трения оказался неэффективным, поэтому работы со стадии 6 выполнены с использованием жидкого линейного геля (гуар) концентрацией 2 л/м3, дополнительно включен брейкер концентрацией
50 г/м3. Фактически закачано жидкости 520 м3, пропанта в пласт – 14 т, среднее рабочее давление на стадии закачки пропанта – 520 атм, максимальное рабочее давление – 650 атм, средний расход на стадии закачки пропанта – 4,2 м3/мин, максимальный расход – 4,9 м3/мин.

После проведения ГРП скважина работала фонтаном с Qж = 3,9 м3/сут, Qн = 0,6 м3/сут, обводненность составила 86,7 %.

Очистка и отработка скважины проводились на штуцерах 5–18 мм. Давления на устье скважины замерялись образцовыми манометрами с пределами измерений 0–100 кг/см2.

Согласно данным количественного химического анализа (КХА) проб нефти плотность нефти составила 854,2 кг/м3.

Дебит жидкости замерялся в мерной емкости. За все время исследований было отобрано 71,5 м3 жидкости, из них около 1 м3 нефти. Содержание в воде Cl – около 224 мг-экв/дм3. В связи с сезонностью работ с 25.03.2014 г.
испытания были приостановлены и продолжены с 03.02.2015 г. Скв. 1 выведена из временной приостановки для продолжения испытаний и спущен насос (ВНН5-59*2600 м).

Таким образом, за 2014–2015 гг. добыто 207,3 м3 жидкости, из них 18 м3 нефти. Средняя обводненность продукции на момент остановки скважины составила 91,3 %.

Объект не прошел полную очистку и недоиспытан, однако по экономической нецелесообразности скв. 1 переведена в консервацию.

 

Скважина № 2 (площадь «Б»)

Скв. 2 площади «Б» находится в 3 км к северо-востоку от скв. 11, при испытании которой в 1983 г. получен безводный приток нефти Qн = 0,75 м3/сут из баженовской свиты.

Отбор керна в скв. 11 осуществлен из интервала 2797–2810 м, поднят битуминозный аргиллит баженовской свиты. В процессе бурения при забое 2825,4 м
(георгиевская свита) перед отбором керна проводилась промывка, в забойной пачке раствора была отмечена обильная пленка нефти. По данным газового каротажа, газопоказания резко возросли с глубины 2793 м, газонасыщенность раствора увеличилась с 0,5 до 4,5 см3/л. При первичном вскрытии баженовской свиты в интервале 2792,6–2845,6 м проведено испытание в открытом стволе (КИИ-2М-146, ГрозУФНИИ), и получен фильтрат бурового раствора в объеме 0,4 м3 с пленкой нефти.

Для продолжения испытаний в колонне была проведена перфорация интервала 2790–2820 м (баженовская свита) зарядами ПКС-80 плотностью 14 отв/п.м, и получен приток безводной нефти Qн = 0,75 м3/сут на СДУ = 552,5 м, Рпласт. = 298,6 атм на глубине 2770 м. Кратковременный средний дебит нефти составил 13,5 м3/сут при депрессии 27 атм (Рзаб. = 261,6 атм).

Скв. 2 площади «Б» пробурена в 2007 г.
Отложения баженовской свиты перфорированы в интервале 2792–2809 м. Интервал испытания керном не охарактеризован. По шламу представлен аргиллитом битуминозным темно-серым, с бурым оттенком до черного, массивный, плитчатый, плотный.

Для интенсификации притока при перфорации был проведен локальный ГРП. Освоение пласта производилось свабированием, с прослеживанием уровней прибором «Кедр-42». При свабировании было отобрано 21 м3 солевого раствора KCl и незначительное количество газа. Притока из пласта не получили, однако при промывке после подрыва пакера на НКТ-73 из затрубного пространства вымыли 0,4 м3 нефти.

По проведенному циклу исследований баженовская свита определена как нефтенасыщенная, с очень низкими коллекторскими свойствами.

Для отработки новых технологий по вовлечению низкопроницаемых коллекторов в разработку по результатам анализа данных ГИС выбран наиболее хрупкий интервал (2803–2812 м) для перфорации под ГРП.

В 2014 г. испытание баженовской свиты было возобновлено. Для изоляции нижележащих пластов произведена установка цементного моста в интервале 2869–2915 м. Затем проведена дополнительная перфорация интервала 2803–2812 м (баженовская свита) зарядами «Мега П114-БП» на кабеле, плотностью 6,6 отв/п.м, общим количеством 60 отверстий, на солевом растворе KCl удельным весом 1,05 г/см3. Признаков УВ при перфорации не отмечено. На перелив скважина не вышла.

Для интенсификации притока произвели пропантный ГРП на пресной воде (Slickwater). Фактическая закачка осуществлена тремя насосами с суммарной мощностью 7500 л. с. В связи с отсутствием у подрядчика понизителя трения работы выполнены с использованием жидкого линейного геля. Фактически закачано жидкости 710 м3, пропанта в пласт – 40 т. Среднее рабочее давление на стадии закачки проппанта 460 атм, максимальное рабочее давление 640 атм, средний расход на стадии закачки пропанта – 4,5 м3/мин, максимальный – 5,0 м3/мин.

После разрядки и комплекса работ по очистке забоя в скважину был спущен ВНН5-44-2700 на НКТ-73.

После откачки 191 м3 жидкости в притоке появилась пленка нефти, доля которой в последующем составляла не более 0,5 %. Qж – 14,1 м3/сут, обводненность – 99,5 %, на СДУ – 2452 м, dшт. – 18 мм.

Очистка и отработка скважины проводились c помощью электроцентробежного насоса на штуцерах диаметром 5–18 мм.

В связи с сезонностью работ с 25.03.2014 г. испытания были приостановлены и продолжены с 24.02.2015 г.

Всего за 2014–2015 гг. добыто 409,2 м3 жидкости, из них 6,7 м3 нефти. Средняя обводненность продукции на момент остановки скважины составила 98,3 %.

Так же как и на скв. 1 площади «А», объект не прошел полную очистку и недоиспытан, и по экономической нецелесообразности скв. 2 переведена в консервацию.

 

Выводы

Для проведения испытаний баженовской свиты и апробирования новых технологий по вовлечению низкопроницаемых коллекторов в разработку были выбраны площади с различным генерационным потенциалом баженовской свиты.

Результаты испытаний показали, что баженовская свита достигла необходимой зрелости, при которой образуются жидкие углеводороды, которые можно добывать. В целом, по результатам испытаний по скв. № 2 площади «Б», было получено 6,7 м3 нефти и 402,5 м3 воды, средняя обводненность составила 98,3 %, по скв. № 1 площади «А» было получено 18 м3 нефти и 189,3 м3 воды, средняя обводненность составила 91,3 %.

Отбор в скважинах производился ЭЦН, работающими в периодической эксплуатации. В обеих скважинах по техническим причинам не реализованы запланированные объемы по закачке жидкости и пропанта, поэтому создана маленькая область их питания. Не полностью отобрана жидкость ГРП. В обеих скважинах отсутствует аномально высокое пластовое давление (АВПД). Приток по жидкости является ограниченным (по № 1 – не более 4 м3/сут, по № 2 – не более 6 м3/сут), поэтому скважины отрабатывались в периодическом режиме эксплуатации.

Необходимо разработать методику, позволяющую проводить прогноз распространения зон трещиноватости в баженовской свите, для планирования бурения новых скважин, для чего необходимо провести предварительное изучение зон распространения трещиноватости [7–10].

По результатам испытания скважин можно сделать вывод, что без вскрытия зон АВПД для скважин, работающих в периодической эксплуатации, дебиты по нефти не будут превышать 2–3 т.

Низкая успешность проведенного пропантного ГРП на пресной воде (технология Slickwater) в первую очередь обусловлена техническими причинами. Так, по скв. № 1 подрядчик по ГРП вместо 90 кг/м3 пропанта увеличил концентрацию до 115 кг/м3, в результате чего произошла аварийная остановка по высокому давлению. Кроме того, используемый понизитель трения оказался неэффективным и начиная со стадии № 6 был заменен жидким линейным гелем (гуар).

Для получения бóльших дебитов по баженовской свите целесообразно увеличить количество используемых насосов до 4 (с суммарной мощностью 10 000 л. с.), а также закачивать в пласт жидкости не менее 1000 м3, а пропанта – не менее 80 т.

Возможно, для получения больших дебитов нефти из баженовской свиты целесообразно подобрать другую технологию либо совершенствовать использующуюся технологию Slickwater с применением многостадийного ГРП.

 


Уровень катагенеза ОВ пород баженовской свиты в юго-восточной части Западной Сибири (по И.В. Гончарову и соавторам [7], с корректировкой автора)

The katagenesis level of the organic substance of rock of the Bazhenov Formation the south-east of Western Siberia (according to I.V. Goncharov and co-authors [7] with the author’s correction)

Уровень катагенеза 

The katagenesis level

ПК

МК11

МК12

МК2

Rvt°, %

<0,50

0,50–0,65

0,65–0,85

0,85–1,15

Tmax, °С 

<425

425–430

430–435

435–440

440–445

>445

Площадь 

Square

Баженовские отложения, приуроченные к Лавровскому валу (Томская обл.) 

Bazhenov deposits confined to Lavrovsky Bar (Tomsk Oblast)

Месторождение Б 

Field Б

Баженовские отложения, приуроченные
к правобережью р. Томь 

Bazhenov deposits confined to the right bank of the Tom River

Месторождение А 

Field А

Bakken (435–455 °С)

 




← Назад к списку


im - научные статьи.