В Республике Татарстан основные запасы нефти сосредоточены на месторождениях с выработанностью более 80%, в т.ч. на уникальном Ромашкинском месторождении (рис. 1). Они обеспечивают более 75% годовой добычи ОАО «Татнефть» (около 380 тыс. барр/сут). Запасы нетрадиционных углеводородов практически не вовлечены в разработку. В частности, битуминозная и тяжелая нефть с долей запасов 16,8% дает всего около 2% от общей добычи, а запасы слабопроницаемых коллекторов практически не разрабатываются.
Рис.1. Распределение текущих извлекаемых запасов нефти категории А+В+С1+С2 и добычи по ОАО «Татнефть»
Рост добычи нефти по ОАО «Татнефть» за последние 15 лет составил более 2 млн т (39 тыс. барр/сут) благодаря стабилизации добычи по уникальному Ромашкинскому месторождению с годовой добычей на уровне 15,2 млн т (300 тыс. барр/сут).
За эти годы по Ромашкинскому месторождению достигнута стабилизация всех показателей разработки. По оценке «Миллер энд Лентц», доказанные запасы месторождения на 01.01.2014 г. составили 547 млн т (3,9 млрд барр.) За последние 18 лет, за счет проводимых геолого-технических мероприятий, ожидаемый конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) по месторождению вырос от 0,441 до 0,531 доли единиц за счет проводимых геолого-технических мероприятий (рис. 2).
Рис. 2. Динамика бурения скважин на Ромашкинском месторождении Условные обозначения скважин: ВС-вертикальные, ГС-горизонтальные, МЗС-многозабойные, БС-боковые стволы, БГС-боковые горизонтальные стволы
Перспективы стабилизации и наращивания добычи нефти в Республике Татарстан в первую очередь связываются с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ). Вовлечение этих запасов осуществляется, в основном, за счет:
- бурения горизонтальных стволов (ГС) на терригенные пласты девона (ранее не было технической возможности прохождения мощных кыновских глин под углом более 80°);
- дальнейшего увеличения объемов физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) с учетом петрофизических характеристик коллектора и состава нефтей по увеличению коэффициента вытеснения.
Сегодня около 24% от общей добычи по ОАО «Татнефть» обеспечивается за счет внедрения горизонтальных технологий и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.
Созданием технологий проводки, вскрытия пластов и различных конструкций забоев горизонтальных стволов увеличивается область применения технологии ГС.
Разделение горизонтального ствола на секции с различной проницаемостью и с возможностью отключения секций по мере их обводнения за счет применения скользящих муфт (шторок) повышает управляемость добычей скважины и снижает эксплуатационные затраты. Особо важное значение указанное решение имеет для трещиноватых сложнопостроенных карбонатных коллекторов с высоким риском раннего обводнения добычи. На залежах 302 – 303 построено 5 скважин с горизонтальным окончанием ствола, завершенных делением их на секции с помощью расширяемых труб, пакеров и скользящих муфт (шторок) извлекаемого типа (рис. 3).
Рис.3. Новые системы заканчивания горизонтальных стволов
Рис. 4. Скважина №41502 НГДУ «Джалильнефть» с интеллектуальным управлением секциями горизонтального ствола
Компания «Татнефть» является основоположником нового научно-технического направления в области крепления скважин расширяемыми обсадными трубами без уменьшения диаметра скважины и без цементирования. Главная цель этой технологии – располагать промежуточные обсадные колонны не телескопически, как это принято во всем мире, а последовательно, без уменьшения диаметра скважины перекрывать пласты, несовместимые по условиям бурения, значительно упрощая конструкции скважин.
На одном из осложненных по условиям бурения Александровском месторождении в скважине №18 проведено бурение с одновременным расширением с глубины в 650 м до 1970 м и установлено семь профильных перекрывателей для изоляции проблемных зон (рис. 5).
Рис. 5. Расширяемые трубы – инновационное решение для бурения в сложных геологических условиях
При бурении и ремонте горизонтальных стволов для ограничения притока воды и изоляции интервалов-обводнителей практикуется разделение горизонтальных стволов на секции с применением пакеров набухающего типа, установленных на обсадном хвостовике-фильтре. В ОАО «Татнефть» успешно испытаны водонабухающие пакеры российского производства (ЗАО «КВАРТ» г. Казань).
Обоснование местоположения закладки скважин, как вертикальных, так и с горизонтальным окончанием, ведется с 2013 г. только на основе секторного геолого-гидродинамического моделирования.
В настоящее время разработано много различных форм разветвления и профилей горизонтальных стволов (ГС) скважин, отличающихся друг от друга числом ответвлений, формой и протяженностью.При этом важно учитывать следующие принципы:
- выбор наиболее технологически и экономически эффективной архитектуры ГС;
- количество ГС должно обеспечивать оптимальную выработку запасов;
- отсутствие интерференции между стволами;
- учет влияния использования ГС на дебиты окружающих ВС, т.е. обеспечение оптимальной плотности сетки скважин.
В ОАО «Татнефть» был взят курс на максимальное использование собственных сил и средств, реализованный путем ужесточения требований к используемым технологиям.
Обоснование местоположения закладки скважин, как вертикальных, так и с горизонтальным окончанием, ведется с 2013 г. только на основе секторного геолого-гидродинамического моделирования. Геолого-гидродинамическое моделирование ведется на основе всей совокупности данных: геологических, геофизических, промысловых и атрибутного анализа сейсмики 3D. Прирост добычи нефти на одну скважину с горизонтальным окончанием при использовании геолого-гидродинамического моделирования составляет более 30% на 1 скважину (3т/сут).Новые технологии стимуляции продуктивности ГС с применением ГНТ «колтюбинг», высоковязких гидрофобных эмульсий, гидромониторной (струйно-кислотной) обработки, большеобъемных селективных кислотных обработок и других инновационных технологических решений позволяют стабильно наращивать добычу высоковязкой нефти из карбонатных сложнопостроенных порово-трещинных коллекторов. Промышленное внедрение подобных технологий в компании составило более 1000 скважино-операций с существенной технико-экономической эффективностью. Сегодня особое внимание уделяется развитию конкурентоспособной, импортозамещающей техники и технологии стимулирования продуктивности пластов. Качественно и количественно развивается технология гидроразрыва пластов, в том числе для слабопроницаемых коллекторов, горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах (управляемый кислотный гидроразрыв). В 2013 г. выполнены 604 ГРП, средний прирост нефти по добывающим скважинам составил 4,8 т/сут (35 барр/сут).
С введением экономических критериев оценки эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) в начале 90-х годов применение МУН с использованием дорогостоящих реагентов существенно сократилось. В ОАО «Татнефть» был взят курс на максимальное использование собственных сил и средств, реализованный путем ужесточения требований к применяемым технологиям.
В 2009 г. в ОАО «Татнефть» был запущен проект по созданию интеллектуальной системы управления месторождением.
В последние годы резко увеличилось количество мероприятий по гидроразрыву пластов, бурению горизонтальных стволов, горизонтальных, многозабойных и прочих скважин сложной конфигурации, что привело к увеличению добычи нефти. В 2009 г. в ОАО «Татнефть» был запущен проект по созданию интеллектуальной системы управления месторождением. На сегодня создана и внедрена технология интеллектуализации системы управления разработкой нефтяного месторождения, объединяющая в себе процессы, происходящие в пласте, накопление знаний и опыта специалистов с учетом мировых и собственных разработок в области добычи нефти, включающая:
- постоянно действующую геолого-технологическую модель для оптимизации режимов и планируемых мероприятий;
- автоматизированное управление режимами работы скважин;
- автоматизированное управление системой заводнения и поддержания пластового давления;
- высокоскоростную систему сбора, обработки, анализа и хранения информации;
- алгоритмы оптимизации, автоматизированного исследования скважин и технологий энергосбережения;
- единый автоматизированный центр оперативного управления разработкой;
- подготовку и обучение кадров, повышение квалификации специалистов.
Рабочий цикл включает:
- ежегодное обновление геологической и адаптация гидродинамической модели с учетом исторических данных на основе обновленной геолого-технологической информации;
- ежемесячное пополнение данными добычи-закачки по скважинам;
- прогнозные расчеты добычи нефти по запланированным вариантам разработки;
- проектирование ГТМ;
- оптимизацию режимов работы скважин.
Геологическое строение залежей нефти в карбонатных коллекторах казанского яруса, в терригенных отложениях шешминского горизонта уфимского яруса верхнего отдела и карбонаты артинско-сакмарского яруса нижнего отдела Пермской системы характеризуются обособленными залежами небольших размеров. Сегодня выделено более 450 таких залежей с площадью от 0,015 до 10,323 км2.
Проведено поисково-разведочное бурение и поставлены на государственный баланс 34 месторождения (108 залежей) с извлекаемыми запасами 113 млн т (743 млн барр.).
Детально изучено геологическое строение и в 2005 г. начаты опытно-промышленные работы по бурению и эксплуатации Ашальчинского месторождения битумов площадью 17,6 км2 и запасами около 11 млн т горизонтальными скважинами своей конструкции по технологии парогравитационного дренажа (рис. 6).
Рис.6. Динамика результативности технологий разработки залежей СВН
По аналогии с США, где к сланцевой нефти (tight oil) в основном относятся песчано-глинистые (месторождение «Баккен») или кремнисто-карбонатные (месторождение «Игл Форд») отложения, в разрезе Республики Татарстан нефтематеринские доманиковые отложения толщиной 450 – 750 м представлены типичными доманикитами с содержанием Сорг. 5 – 20% (мендым+семилук+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 были получены дебиты нефти до 26 т/сут (185 барр/сут) из вертикальных скважин. Получены притоки нефти также из доманикоидов елецкого и данково-лебедянского горизонтов.
В ОАО «Татнефть» создается полигон «Доманик» по отработке технологий по геологическому изучению и созданию технологий добычи нефти из доманиковых отложений – коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Опытно-промышленные работы по изучению возможности извлечения нефти начаты в 2014 г. на Бавлинском месторождении из доманиковых отложений с проницаемостью 1 – 2 мД через вертикальные скважины с ГРП.
Работы по подготовке к кислотному ГРП и ГРП проводились в период с 29.11.2013 г. по 09.01.2014 г. Слабопроницаемые пласты Ддл перфорированы в двух интервалах и в дальнейшем произведен кислотный ГРП с закачкой 72,0 м3 кислотного состава HCL (15%) при начальном давлении закачки – 286 атм., конечном – 154 атм. Полученный дебит нефти 10 м3/сут из вертикальной скважины №1144 позволяет положительно оценивать эффективность бурения горизонтальной скважины с многозонными ГРП. Скважинные исследования MPAL и ВАК-8 до и после ГРП позволили оценить высоту трещин ГРП, а низкочастотный микросейсмический мониторинг развития зон трещинообразования при гидроразрыве пласта позволил определить направление и длину разрыва. В интервале исследований определены упруго-деформационные свойства пластов. В интервале проведения ГРП 1481 – 1484 и 1489 – 1493 м высота трещины, по данным MPAL, составила 22,8 м западно-восточного направления (простирание на север).
В ОАО «Татнефть» создается полигон «Доманик» по отработке технологий по геологическому изучению и созданию технологий добычи нефти из сланцевых отложений.
По данным КВД, полудлина трещины составляет 8,46 м по ГИС – 9,60 м. Расчетная продуктивность по ГИС составила 1,139 м3/сут МПа. Фактическая продуктивность (по КВД) равна 1,27 м3/сут МПа.При производстве ГРП произведен поверхностный пассивный микросейсмический мониторинг развития зон трещинообразования при гидроразрыве пласта.
По результатам интерпретации данных мониторинга видно, что выделенные осевые линии зон повышенной микросейсмической активности, ассоциируемые с направлением трещинообразования в процессе ГРП в скважине №1144, характеризуются следующими направлениями развития:
- Северо-западным в направлении к скважине №1140;
- Юго-западным в направлении к скважине №2583;
- Северным, ответвляющимся от северо-западного.
Сразу после ГРП скважина работала с показателями: Qж – 10,5 м3/сут; Qн – 7,3 т/сут; % воды – 21,5. По состоянию на 01.11.2014 г.: Qж – 12,4 м3/сут; Qн – 8,6 т/сут; % воды – 22,0. Отмечается стабильная работа с незначительным падением динамического уровня.
Сегодня проведена защита запасов нефти доманиковых отложений Бавлинского месторождения на ГКЗ и идет бурение горизонтальной скважины №2917 с длиной ГС 356 м с многозонным ГРП (рис. 7)
Рис. 7. Схема планирования к бурению горизонтальной скважины №2917Г Бавлинского месторождения
Скважина бурится на Ново-Бавлинском поднятии на карбонатные отложения данково-лебедянского горизонта с проницаемостью менее 1 мД. С целью проводки горизонтального ствола по наиболее продуктивной части пласта запроектировано предварительно пробурить наклонный пилотный ствол под углом 700 до глубины 1768 м (абс. отметка минус 1145,0 м) для изучения разреза и уточнения геологического строения залежи нефти Ддл с отбором ориентированного керна – 20,0 м, с последующей ликвидацией ствола цементным мостом. По результатам ГИС в пилотном стволе будет буриться горизонтальный ствол по карбонатным коллекторам Ддл по наиболее продуктивной части пласта до глубины – 2049,0 м. Эксплуатационная колонна диаметром 178 мм спускается и цементируется до глубины 1693,0 м, открытый ствол бурится долотом диаметром 155,6 мм в интервале 1693 – 2049 м. Длина горизонтального ствола – 356,0 м. В горизонтальный ствол спускается хвостовик диаметром 114 мм с пакерами и портами для ГРП. После набухания пакеров проводится 4-стадийный кислотный ГРП в объеме 60,0 м3 кислотного состава (HCL-15%) на каждую секцию.
Необходимо отметить, что нефть в слабопроницаемых доманиковых отложениях Урало-Поволжья потребует разработки соответствующих составов для ГРП с обеспечением экологической безопасности с учетом густонаселенности региона.
Таким образом:
- ресурсная база ОАО «Татнефть» по сверхвязким битуминозным нефтям характеризуется наличием отработанных технологий бурения, разработки, обеспечивающих экологически безопасную эксплуатацию скважин (текущая суточная добыча 720 т (5300 барр/сут);
- сланцевая нефть Урало-Поволжья, в том числе лицензионных участков, в компании имеет значительные перспективы по открытию новых месторождений в доманиковых отложениях при существующих сегодня технологиях геологического изучения и добычи.
