Стратегия разработки месторождений на позднейстадии, перспективы добычи углеводородных ресурсов из нетрадиционных источников углеводородов в Республике Татарстан

The field development strategy at a later stage, the prospects for extraction of hydrocarbon resources from unconventional sources of hydrocarbons in the Tatarstan Republic

R. KHISAMOV, JSC «Tatneft»

В условиях высокой выработанности основных запасов в Республике Татарстан актуальным является вопрос их воспроизводства.

В работе освещены основные технологические возможности стабилизации и наращивания добычи нефти в РТ, связанные с вовлечением в разработку трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов.

In the situation of high depletion of main reserves in the Republic of Tatarstan, the issue of the hydrocarbons replacement becomes especially important. The paper highlights key technological capabilities of stabilization and increase of the oil production in the Republic of Tatarstan related to development of hard-to-recover and unconventional oil reserves.

ОАО «Татнефть» проводит геологическое изучение и разработку нефтяных и газовых месторождений на 97 лицензионных участках в России и 5 контрактных территориях за рубежом. Основная добыча нефти ведется в Республике Татарстан, Самарской и Оренбургской областях, а разведка – в НАО, Калмыкии и Ульяновской области.

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»
Государственная поддержка добычи нефти из выработанных месторождений, тяжелых нефтей, битумов и внедрение технологий ОАО «Татнефть» по увеличению нефтеотдачи сегодня обеспечивают стабилизацию добычи нефти на уровне 500 тыс. барр/сут при доказанных запасах на уровне 6 млрд барр. по оценке аудиторов независимой аудиторской компании «Миллер энд Лентц».

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
По ОАО «Татнефть» значительный объем геолого-технических мероприятий по стабилизации добычи нефти на выработанных месторождениях составляют бурение горизонтальных скважин и боковых стволов. Внедрение технологий одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ), одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), гидроразрыва пласта (ГРП) в последние годы позволили увеличить добычу нефти из карбонатных коллекторов с низкими коллекторскими свойствами.

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°);
  • Сегодня около 24% от общей добычи по ОАО «Татнефть» обеспечивается за счет внедрения горизонтальных технологий и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи.
  • 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. Для решения проблем вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов увеличивается применение конструкций скважин с горизонтальным окончанием. Всего на 01.10.2014 г. пробурено 688 ГС, 107 многозабойных скважин (МЗС), 765 БС, 298 боковых горизонтальных стволов (БГС).

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
В скважине №41502г применены электроуправляемые клапаны для регулирования притока из горизонтального ствола, разделенного на две секции (рис. 4). Постоянный мониторинг процесса добычи осуществляется с помощью забойных датчиков давления и температуры.
Рис. 4. Скважина №41502 НГДУ «Джалильнефть» с интеллектуальным управлением секциями горизонтального ствола
В процессе испытания технологии на скважине №41502г была установлена четкая картина динамики совместной работы двух секций и отдельно каждой. При работе секций одновременно добыча нефти составила 12 т/сут при обводненности 50%, при работе дальней секции – 7,5 т/сут при обводненности 65%. После перехода на эксплуатацию ближней секции («пятка») добыча нефти составила 21 т/сут при обводненности 10%. Переключения клапанов и смена интервалов отбора жидкости проводились без остановки эксплуатации скважины. После года и трех месяцев эксплуатации скважины электроуправляемые клапаны сохранили работоспособность, и эксплуатация скважины продолжается. Следует отметить, что эта новая система создана учеными ОАО «Татнефть» и применена впервые в России.

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
Скважина №11251 Онбийского месторождения простояла в консервации два года из-за 100%-ной обводненности горизонтального ствола. После изоляции зон водопритока расширяемыми трубами скважина возвращена в добычу с дебитом нефти 20 т/сут.

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.
Детальное рассмотрение данных вопросов на базе гидродинамического моделирования позволяет получать наиболее эффективные решения.
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.
В качестве экспериментального полигона был выбран 3-й блок Березовской площади Ромашкинского месторождения с 210-ю скважинами действующего фонда с почти 60-летней историей разработки.

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.
По данным ВНИГРИ Россия обладает значительными ресурсами битумов, в том числе в европейской части России. В настоящее время работы по детальной разведке этих запасов только начинаются. В Республике Татарстан объем ресурсов в битуминозных песчаниках и карбонатных коллекторах оценивается от 15 до 50 млрд барр.

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
В ОАО «Татнефть» в 2012 г. составлена программа работ на 2013 – 2015 гг. и начаты работы по геологическому изучению доманиковых отложений с привлечением МГУ, КФУ, ВНИГНИ. По керну уточнены параметры пористости, проницаемости, насыщенности, состава пород, керогена и других данных, необходимых для подсчета запасов и составления проектов их опытно-промышленной разработки.

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:
  1. Северо-западным в направлении к скважине №1140;
  2. Юго-западным в направлении к скважине №2583;
  3. Северным, ответвляющимся от северо-западного.
Скважина введена в работу после ГРП 9 января 2014 г.

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
Проектно-сметная документация на бурение и испытание горизонтальной скважины №2917г разработаны в рамках выполнения решений заседания Координационного совета ОАО «Татнефть» по вопросам изучения сланцевой нефти в НГДУ «Бавлынефть» совместно с институтом «ТатНИПИнефть».

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.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Хисамов Р.С.

    Хисамов Р.С.

    главный геолог, заместитель генерального директора

    ОАО Татнефть

    Просмотров статьи: 8654

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru