ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА БОКОВЫХ СТВОЛОВ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ НА АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩЕ ДЛЯ БЫСТРИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Нефтегазоконденсатное месторождение Быстринское расположено в Сургутском районе ХМАО РФ к Северо-Западу от г. Сургут.

Месторождение располагается в распределённом фонде недр и относится к классу крупных, по степени промышленной освоенности относится к разрабатываемым.

Быстринское месторождение начало разрабатываться в 1964 году со скважины № 170 «Главтюменьгеологии». Разработка приурочена к Минчимкинскому, Вынгинскому и Быстринскому локальным поднятиям Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Все 3 поднятия по отражающему горизонту «Б» оконтуриваются изогипсой - 2625 м с амплитудой 125 м. Вверх по разрезу амплитуда уменьшается и по палеоцену составляет 10 м. Фундамент месторождения вскрыт на глубине 3003 м и представлен порфиритами и туфолавовыми породами. На породах фундамента залегают отложения юрского, мелового и палеогенового периодов. Неогеновый период в толще отсутствует, а четвертичные образования представлены толщиной до 70 м. Толщина осадочного чехла представлена в пределах от 3000 до 3200 м.

В осадочных породах Быстринского месторождения выявлены залежи нефти. По результатам геологических исследований обнаружены нефтепроявления в ачимовской толще. Коллекторы пластов представлены песчаниками. [1]

Ачимовские пласты представляют собой песчано-глинистые отложения глубоководного генезиса, приуроченные к фондоформенной части клиноциклита неокомского возраста [2]. Несмотря на то, что история изучения геологии ачимовской толщи насчитывает несколько десятков лет, объем выработки запасов этих отложений не достигает даже 10 %, а число лицензионных объектов, на которых ачимовские пласты введены в промышленную разработку, составляет единицы. Это связано со сложным геологическим строением пластов, вертикальной и латеральной неоднородностью, низкими фильтрационными свойствами и высоким коэффициентом водонасыщенности.

На образование неантиклинальных ачимовских ловушек способствует баженовская свита. Перед выступами «бажена» образовывались мощные песчаные ловушки.

Пористость ачимовской толщи сформированы мелкими и средними полимиктовыми песчаниками с карбонатно-глинистым цементом, в большинстве случаев имеют трещиноватость. Обломочный материал сформирован из кварца, полевых шпатов, обломков пород фундамента, который содержится приблизительно в одинаковом соотношении и из сцементированного кальцитом, сидеритом, глинистым материалом. Ниже разрез имеет закономерное уменьшение значений открытой пористости и проницаемости, а также с удалением от области сноса песчаного материала в зоны погружения. Не высока нефтеотдача: примерно от 2 до 10 т/сут, иногда может достигнуть и 30 т/сут.

Придерживаясь оценки фациальных схем, карт общих толщин и реконструкций палеорельефа выявлено, что самыми лучшими коллекторскими свойствами обладают разрезы, приуроченные к потоковым и гравитационным зонам.

В 80 % случаев КИН ачимовских объектов колеблется в пределах 0,195 - 0,35 д. ед. Оценивая данные по КИН, нужно сказать, что для ачимовских объектов в наиболее часто будет характерен низкий коэффициент вытеснения – менее 0,5 д. ед. Для коэффициента охвата – характерен существенный разброс значений в пределах 0,4 - 0,7 д. ед.

Главными факторами, приводящими к осложнению и разработке ачимовских слоев, относятся ее худшая проницаемость коллекторов, высокая расчлененность, прерывистость, низкая нефтенасыщенность. Не смотря на все это, преобладающая часть объектов являются недоразведанными, многопластовыми.

Рассмотренные геолого-физические факторы предусматривают применение технологических особенностей разработки. К примеру, наиболее часто используемый метод заводнения, часто может быть не  неэффективным в если проницаемость будет на низком уровне, отсутствие заполнения поровых пустот и прерывистого строения. Имеющиеся контактные зоны препятствует частому использованию ГРП как самого наиболее эффективного способа интенсификации извлечения. Разрез пласта имеет большую расчлененность, это наблюдается при разработке многопластового объекта, требует при строительстве скважин сложного профиля и проведения зонного либо селективного ГРП. Основными задачами, которые способствуют эффективности разработки ачимовских объектов, будет плотное расположение сетки скважин, ее адаптивность системы разработки, тип скважин, методы интенсификации и повышения нефтеотдачи.

Ввиду того, что ачимовский пласт имеет низкие пропускные способности, то наиболее предпочтительным будет применение следующих способов бурения таких как механическое воздействия на забой – горизонтальное и забуривание боковых стволов, применение ГРП.

Положительный опыт строительства и бурение горизонтальных скважин (ГС) зафиксирован на 25 объектах ачимовского нефтегазового комплекса по 21 месторождению. Дебит скважины составляет в среднем 36,8 т/сут, что в полтора раза больше аналогичных показателей по ННС. Дренируемые запасы по скважинам, имеющим горизонтальные окончания также отмечаются, как высокие, чем скважины, которые имеют обычный профиль (в 1,32 раза), и составляют 77 тыс. т/скв.

Таблица 1.

Значения дебита скважины при разных способах бурения

Проводя сравнительный анализ геолого-физических параметров ачимовских объектов, применительно к эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием, необходимо выделить то, что низкая эффективность добычи углеводорода была получена в условиях с кратно меньшей проницаемостью, более низкими значениями песчанистости и нефтенасыщенности.

Результаты проведенного анализа показывают зависимость между средними дренируемыми запасами на горизонтальную скважину и средней проницаемостью эксплуатационного объекта. Согласно этой зависимости, для достижения дренируемых запасов в объеме 65 тыс. т на горизонтальную скважину проницаемость должна быть на уровне от 10 до 12 мД. На пластах имеющие  проницаемость менее 10 мД горизонтальный  метод бурения оценивается как малоэффективное, в том числе по причине недонасыщенности пластов, с которой на ачимовских объектах часто сочетается низкая проницаемость.[3]

Таким образом, сопоставляя величины проницаемости ачимовских объектов Быстринского месторождения, (пласт Б2 залегающий на глубине 2089-2097м), которые составляют 267,6 мД., что в полтора два раза выше средних нормативов по месторождениям ХМАО. использование современных методов воздействия на ачимовских объектах показывает высокую чувствительность показателей эффективности к коллекторским свойствам и нефтенасыщенности. Нефтеотдача большинства объектов ачимовского НГК и эффективность современных технологий воздействия на пласт обуславливают необходимость использования более современных высокоэффективных технологий предназначенных к повышению нефтеотдачи, а также найти более эффективный способ извлечения нефти чем заводнение пластов.

Проводя анализа текущего состояния по разрабатываемым объектам ачимовской толщи, объемах бурения, строительство ГС, приведет к увеличению добычи нефти на Быстринском месторождении по сравнению с другими методами строительства скважин и их эффективности. Следует выделить, что строительство ГС в основном будет зависеть непосредственно от коллекторских свойств пород.

Результаты проведенной оценки свидетельствуют о том, что применение новых технологий может увеличить добычу нефти из ачимовских толщ в будущем в пределах от 18 и до 27 млн т. Исходя из текущих темпов падения добычи по ХМАО порядка в два, три процента в год, следует, что дальнейшая разработка объектов ачимовской толщи с применением новых технологий воздействия на пласт не сможет решить проблему снижения темпов падения добычи нефти в регионе.

Список литературы:

1. http://www.nftn.ru/oilfields/russian_oilfields/khanty_mansijskij_ao/bystrinskoe/6-1-0-113. «Нефтяники Нефть и газ»
2. Гурари Ф. Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. — 140 с.
3. Ежов И.В. Бурение наклонно-направленных и горизонтальных скважин: учеб. Пособие/ И.В. Ежов. – Ростов н/Д: Феникс, 2017. – 283, [1] с.- (Среднее профессиональное образование).