Сегодня «Татнефть» сталкивается с высокой выработанностью запасов нефти и значительным ухудшением их структуры. О том, как решать эти проблемы, говорится в докладе, подготовленном к прошедшей в Казани конференции «О новой парадигме развития нефтегазовой геологии» (Казань). Авторами являются заместитель директора по научной работе в области геологии трудноизвлекаемых запасов института «ТатНИПИнефть» Венера БАЗАРЕВСКАЯ; главный геолог — заместитель генерального директора ПАО «Татнефть» Раис ХИСАМОВ; начальник службы геологии и опытно-промышленных работ по трудноизвлекаемым запасам ПАО «Татнефть Нафис НАЗИМОВ; Д.В. АНОШИН и О.Г. ГИБАДУЛЛИНА («ТатНИПИнефть»). Информагентство «Девон» приводит этот материал с сокращениями.

ОТРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ

Доля трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) по месторождениям «Татнефти» уже превысила 86%. Недра Татарстана хорошо изучены. Поэтому вновь выявляемые нефтяные залежи в ее пределах мелкие – с запасами 0,2–1 млн т. Они характеризуются невысокими значениями нефтенасыщенной толщины пластов и низкими начальными дебитами нефти.

В данной ситуации решить проблему восполнения ресурсной базы возможно за счет вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов и открытия залежей углеводородов в низкопроницаемых коллекторах. В качестве базовых объектов для изучения ТрИЗ рассматриваются доманиковые отложения. Они охватывают интервал разреза от кровли заволжского надгоризонта до подошвы саргаевского горизонта включительно.

Одно из основных направлений детального изучения доманиковых отложений - опытно-промышленные работы (ОПР) в скважинах для выявления нефтеперспективных интервалов и их освоения с применением различных методов воздействия на пласты. 

Таким образом, отрабатываются и внедряются технологии и методики воздействия на пласты с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), а также технологии горизонтального бурения. Работы проводятся по двум направлениям. Это ОПР в «старом» фонде скважин в пределах разрабатываемых месторождений и бурение новых скважин, в том числе, с горизонтальным стволом с гидроразрывом плотных пород.

В основном делается акцент на таких методах воздействия, как гидроразрыв пласта и кислотный гидроразрыв пласта (ГРП и КГРП), обработка и большеобъемная обработка призабойной зоны (ОПЗ и БОПЗ). Проводятся также нестандартные методы геофизических исследований скважин (ГИС) для оценки характера насыщения пласта без методов воздействия.

ОТ ЧЕГО ЗАВИСЯТ УСПЕШНОСТЬ…

С 2014 по 2019 г. включительно в 56 старых скважинах выполнены ОПР по вызову притока в пропущенных ранее низкопористых слабопроницаемых объектах. Из них в 27 скважинах получены положительные, а в 29 скважинах – отрицательные результаты. Геологическая успешность мероприятий - 48%.

Невысокая успешность связана с тем, что большинство скважин было пробурено с 1965 по 1990 годы, когда целевым объектом являлись терригенные девонские отложения. Нефтепроявления, отмеченные в процессе бурения в карбонатных девонских породах, не представляли интереса и такие интервалы «задавливались».

С применением ГРП и БОПЗ введены 20 скважин, из них по шесть - у НГДУ «Альметьевнефть», «Бавлынефть», «Лениногорскнефть», по одной – в «Елховнефти» и «Прикамнефти».

Из 7 скважин, планируемых к вводу в эксплуатацию после подсчета запасов, 4 скважины пробурены в пределах Бондюжского месторождения, 3 – на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. Запуск скважин в эксплуатацию запланирован в ближайшей перспективе.

Средняя продолжительность эффекта по НГДУ после данных работ - 2,6 года. Самые высокие показатели отмечаются в «Бавлынефти» (3,8 года), а самые низкие – в «Альметьевнефти» (1,9 года). Существенное различие продолжительности эффекта объясняется приуроченностью продуктивных интервалов к двум типам пород.

У «Бавлынефти» опоискованные породы относятся ко II типу, в составе которых доминируют карбонатные отложения с более низким содержанием органического вещества, чем в породах I типа. Они представлены карбонатно-кремнистыми породами, опоискованных на площадях «Альметьевнефти».

Анализ наиболее успешных скважин по НГДУ не показал прямой связи с приуроченностью к различным типам пород. К примеру, скважина НГДУ «Альметьевнефти» работала на отложения семилукского горизонта (I тип пород). Гидроразрыв пласта проведен в августе 2015 года. Скважина показывала положительный эффект на протяжении 34 месяцев. Средний дебит нефти составил 7,4 тонн в сутки, накопленная добыча превысила 7 тыс.т.

Суммарная накопленная добыча нефти по двадцати «опытным» скважинам, составила порядка 73 тыс.т.

Обращает на себя внимание тот факт, что во всех скважинах с положительным эффектом применялся гидроразрыв пласта. ГРП является одним из самых эффективных, но «грубых» способов интенсификации добычи нефти. При разрыве пород по системе трещин возможен, как и быстрый подток нефти, так резкое обводнение пласта.

…И ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ ЭФФЕКТА

При проведении ОПР на отложения саргаевского горизонта применялась технология БОПЗ в одной скважине. После выполнения мероприятий средний дебит нефти составил 0,2 т/сут. Положительный эффекта в скважине продолжался 2,1 года.

Гидроразрыв пласта, обработка призабойной зоны пласта и большеобъемная БОПЗ в разных сочетаниях применялись на отложениях семилукского горизонта и заволжского надгоризонта. После ГРП средний дебит нефти составил 1,5 т/сут при средней продолжительности положительного эффекта в скважине 1,5 года.

После использования БОПЗ средний дебит нефти составил 1,8 т/сут при средней продолжительности положительного эффекта 3,1 года. Применение ОПЗ в данном типе пород обосновано. При гидроразрыве в менее плотных карбонатных породах отмечается очень высокая вероятность обводнения пластов по системе трещин вследствие интенсивного разрушения пород.

Средняя продолжительность положительного эффекта в скважинах -2,6 года. Наиболее продолжительный эффект (5,7 лет) зафиксирован в скважине на Бавлинском месторождении. Скважина продолжает успешно работать. Однако при проведении анализа необходимо учитывать тот факт, что на продолжительность эффекта в скважинах влияют различные факторы. Это технологические (способы воздействия на пласт), химические (объемы закачки кислот и соответствующих реагентов для повышения нефтеотдачи пласта), а также литолого-минералогические.

Установлено, что для доманикоидных отложений (данково-лебедянский горизонт, заволжский надгоризонт-II тип пород) предпочтительнее использовать ОПЗ, БОПЗ. Они при эксплуатации скважины в щадящем режиме, позволяют добиться эффекта на более чем три года. Тем не менее, для данково-лебедянских объектов значимость гидроразрыва существенно возрастает при опытно-промышленных работах в отложениях данково-лебедянского горизонта и заволжского надгоризонта.

Для пород I типа (семилукский горизонт) разумнее использовать ГРП, включая кислотный (КГРП). Причина - снижение фильтрационно-емкостных свойств, увеличение содержания кремнистой составляющей в составе и меньшая степень подвижности флюида (в т.ч. за счет высокого содержания органического вещества).

Продолжительность положительного эффекта в скважинах после выполнения ОПР на семилукские объекты, как правило, не превышает двух лет. Рекомендуется продолжать мониторинг ОПР на доманиковых объектах, а также проводить дополнительные исследования с привлечением сторонних институтов и компаний.

ИНДИВИДУАЛЬНЫЙ ПОДХОД

Несмотря на доказанную нефтеносность доманиковых отложений, процесс их освоения является крайне сложным и трудоемким. Использование стандартных технологий нефтедобычи не позволяет получать промышленные притоки нефти из отложений данного типа. Для успешного освоения ТрИЗ требуются специально разработанные технологии, дорогостоящие материалы и реагенты. Нужен значительный объем дополнительных исследований с использованием аппаратуры нестандартного типа.

Разработка технологий для бурения и управляемой эксплуатации месторождений с трудноизвлекаемыми запасами должна производиться с учетом особенностей геологического строения доманиковых отложений, петрофизических свойств пород, а также состава и свойств флюида. Очень важно при этом учитывать конкретные геологические условия изучаемого объекта, т.е. необходим индивидуальный подход к каждой скважине.

В совокупности все эти факторы требуют повышенных финансовых затрат и привлечения высококвалифицированных специалистов. Использование специальных технологий нуждается как в предварительном научном обосновании, так и в последующем научном сопровождении и контроле.

Поиск, разведка, добыча и переработка ТрИЗ являются высокозатратными и весьма рискованными мероприятиями. Даже соблюдение всех вышеперечисленных условий отнюдь не является гарантией успешности работ. Снизить себестоимость добычи трудноизвлекаемых запасов позволит постановка их на Госбаланс как доманиковых продуктивных отложений и последующее применение налоговых льгот (нулевой ставки НДПИ). Данная мера будет способствовать активному вовлечению ТрИЗ в разработку на старых месторождениях Татарстана с уже имеющейся наземной инфраструктурой.

Прим. ИА «Девон».

В Татарстане потенциал доманиковых  (сланцевых) отложений нефти оценивается от 5 до 16 млрд тонн. Это самая значительная категория ТрИЗ в регионе. «Татнефть» за 5 лет добыла 336 тыс. тонн такой нефти из 77 скважин. Средний дебит нефти составляет 3,2 тонн в сутки.