Постепенное уменьшение залежей «легкой» нефти и смещение баланса в сторону трудноизвлекаемых запасов заставляет «Татнефть» все активнее вовлекать в разработку низкопроницаемые породы. Несколько лет назад компания начала активно изучать доманиковые отложения. Об этом пишут «Нефтяные вести» (Елена ФЕДОРОВА).

Это плотные, слабопроницаемые карбонатные породы со значительным содержанием органического вещества. Доманиковые отложения Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна являются аналогами толщ с легкой сланцевой нефтью США. Их разработка имеет большое значение для нефтяной отрасли и экономики в целом.

В Татарстане нефтепроявления из этих отложений, залегающих на глубине 1600–1700 м, были зафиксированы еще в 1960–1970-е годы. Тогда активно разбуривались залежи терригенного девона. Уже тогда при попутном прохождении 300–700-метровой толщины карбонатных и карбонатно-кремнистых отложений было доказано значительное содержание органического вещества в плотных породах.

Там в зонах естественной трещиноватости выявлялись участки подвижной нефти. Специалисты уверены, что в этих отложениях нефть есть. Чтобы доказать это, нужно провести огромное количество дорогостоящих исследований.

Так, специалисты бугульминского института «ТатНИПИнефть» выделили для исследований более 600 участков в старом фонде скважин, на которых наблюдались нефтепроявления. Общий объем доказанных запасов на этих участках - 90 млн тонн.

На старом, бездействующем фонде скважин проводятся различные виды каротажа, обработки призабойной зоны (ОПЗ), гидравлический разрыв пласта (ГРП).

В результате эффективность проведения большеобъемных ОПЗ и ГРП по доманиковым отложениям сегодня превышает 58%. Запасы девяти залежей нефти поставлены на баланс «Татнефти». Ежегодная добыча составляет 67 тыс. тонн.

Если из бесприточной скважины после гидроразрыва приток нефти составляет 5–12 тонн в сутки, это расценивается как хороший результат.

Ученые «ТатНИПИнефти» утверждают, что для разработки доманиковых отложений нужно целенаправленно бурить скважины и использовать специальные методики и технологии. Как и для выявления залежей, здесь необходимы нестандартные методы. Это геохимические и геомеханические исследования пород, определение зрелости керогена, проведение углерод-кислородного (СО) каротажа, микроимиджеров и т. д.

Прим. ИА Девон: Микроимиджер позволяет проводить сканирование стенок скважин, заполненных растворами на нефтяной основе, с высоким разрешением.

Керогены - полимерные органические материалы, расположенные в нефтеносных сланцах. Являются одной из форм нетрадиционной нефти.

ГРП — единственный сегодня способ повышения нефтеотдачи низкопроницаемых коллекторов. Наиболее эффективен многозонный гидроразрыв пласта ГРП. Опыт «Татнефти» в МГРП был представлен на Российской нефтегазовой технической конференции SPE 2019 года. О наземном и скважинном мониторинге ГРП в доманиковых отложениях там рассказала заместитель директора по научной работе в области геологии трудноизвлекаемых запасов «ТатНИПИнефти» Венера БАЗАРЕВСКАЯ.

Так, предварительно в вертикальной скважине старого фонда и во вновь пробуренной горизонтальной скважине был проведен наземный микросейсмический мониторинг. Определялись азимуты, протяженность, характер развития зон трещинообразования. Проводились оценки зон вероятного проникновения проппанта в пласте в процессе проведения МГРП. Целью наземного микросейсмического мониторинга было наблюдение за развитием трещин при многозонных ГРП. Горизонтальный ствол был разделен на участки с 10 водонабухающими пакерами и 10 портами.

Для проведения наземного микросейсмического мониторинга были приглашены три компании-подрядчика для сравнения результатов работ. На поверхности были установлены регистрирующие комплексы, разнесенные вокруг ствола с определенным удалением от устья (более 500 м).

К ним были подключены сейсмоприемники, которые непрерывно вели запись. По результатам сейсмических данных были построены графики, которые и показывали преимущественное направление трещиноватости.

В первом порту был выполнен комбинированный кислотно-проппантный ГРП, 2–9 порты — проппантный ГРП, 10 порт — кислотный ГРП. По результатам работы всех компаний выяснилось, что на стадиях МГРП 2–7 направления развития аномалий в целом совпадают между собой и региональным развитием зон разуплотнения. Это позволило определить, откуда в скважину поступает вода.

Предположительно в ходе ГРП произошло усиление естественной трещиноватости. Она при многократном процессе гидроразрыва усугублялась на каждой стадии, что и привело к обводнению скважины. По результатам дебитометрии, термометрии и шумометрии скважины, доказано наличие перетока воды из вышезалегающего горизонта.

Это уникальный пример сопоставления наземных данных по мониторингу развития зон трещиноватости после ГРП и скважинных исследований, отмечает издание. Впервые установлены внушительные размеры зафиксированных аномалий. Оценен весомый вклад естественных трещиноватых зон, столь существенно отразившийся на результате. Получены новые данные для совершенствования методики гидроразрыва пластов в доманиковых отложениях на объектах «Татнефти».

Ресурсы доманиковых отложений или сланцевой нефти оцениваются  в Татарстане в 4-16 млрд тонн. «Татнефть» начала заниматься этой темой с 2012 года. Так,  нефтегазодобывающие управления (НГДУ) «Лениногорскнефти и «Альметьевнефть» активно разрабатывают доманиковые отложения, сообщал ранее Информ-Девон.