Баженовская свита - уникальный геологический комплекс, расположенный практически на всей территории Западной Сибири. Анализ опыта эксплуатации скважин с использованием характеристики вытеснения «АЛГОМЕС-2» позволяет выявить тенденции при разработке данных отложений с учетом наличия двойной среды продуктивного коллектора, оценить ближайшую и среднесрочную перспективу разработки с учетом применения современных технологий воздействия на пласт.
Основной опыт эксплуатации отложений баженовской свиты приходится на территорию ХМАО-Югры. По состоянию на 01.01.2016 имелся опыт разработки по 368 скважинам на 39-ти месторождениях. Накопленная добыча нефти из баженовской свиты составила 8,54 млн т., из них добыча нефти в 2015 году составила 0,6 млн т. В 2015 году на пластах баженовской свиты работало 188 скважин со средним дебитом по нефти 13,4 т/сут, по жидкости – 16,9 т/сут. Основная доля добычи нефти (66,0%) и действующих скважин (59,0%) приходится на месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» [1].
В ходе анализа промысловых данных по скважинам, эксплуатирующим баженовскую свиту, выявлено, что динамика показателей работы большинства скважин характеризуется чередующимся повышением и снижением дебита нефти, что свидетельствует об активности трещин в результате изменения в них эффективного давления. Кроме того, геологические особенности баженовской свиты предопределяют практически безводный характер добычи скважинной продукции.
Вышеперечисленные факторы существенно затрудняют применение известных методик для оценки характера выработки запасов по скважинам, определения дренируемых запасов. В связи с этим в настоящей работе был предложен математический аппарат для прогнозирования показателей выработки запасов для условий разработки отложений Баженовской свиты.
При математическом описании принимаются обозначения: Q1 и Q2 - текущие запасы в проводящей и подпитывающей средах в расчете на единицу объема пласта. Очевидно, что давления, под которыми они находятся, пропорциональны их объемам и потому интенсивность перетоков из линз в каналы можно принять в виде:
а интенсивность отбора запасов из каналов:
здесь 
и 
- постоянные коэффициенты с размерностью, обратной времени.
Если в (2) откинуть второе слагаемое, то будет получен закон, устанавливающий, что скорость отбора запасов пропорциональна их наличию. Этот закон подтверждается многочисленными наблюдениями за изменениями темпа отбора в зависимости от остаточных запасов.
Для решения системы уравнений (1) и (2) полезно заменить остаточные запасы Q1 и Q2 на добытые их количества:
где 
- начальные дренируемые запасы без его разделения на линзы и каналы, поры и трещины. В условиях баженовской свиты разработка, которой ведется на естественном режиме, 
будет определятся объемом геологических запасов нефти вовлеченных в разработку.
В новых обозначениях получаем следующую систему уравнений:
Необходимость такой замены продиктована тем, что 
и 
, а точнее их сумма, определяется промысловыми замерами. Для упрощения в дальнейшем тильды над переменными Q1 и Q2 будем опускать.
Система из двух дифференциальных уравнений (3) и (4) приводится к одному дифференциальному уравнению второго порядка:
Это уравнение может быть решено, если будут заданы начальные условия, которым в момент удовлетворяет функция Q1 и ее первая производная DQ1. Поскольку Q1 соответствует объему извлеченных из залежи запасов, то Q1(0)=0, величина производной DQ1 соответствует темпу их извлечения, который обычно задается пропорциональным начальным извлекаемым запасам, так что можно принять DQ1= Q1, где - некоторая величина, обратно пропорциональная времени, как и ранее введенные параметры и . Заменим Q1(t) на Qн(t).
При заданных начальных условиях решение (5) представляется в виде
Принимая во внимание физические процессы, полагаем 
и поэтому первое слагаемое (6) уменьшается быстрее, характеризуя выработку запасов из трещинных каналов, так что по истечении некоторого промежутка времени наибольший вклад в добычу нефти из залежи будет вносить второе слагаемое, определяющее поступление нефти из поровой матрицы.
Чтобы раскрыть физической смысл коэффициентов, рассмотрим скважину эксплуатируемую механизированным способом с постоянным забойным давлением рз, при этом в условиях упруго-замкнутого режима пластовое давление рп снижается и показатели работы можно описать следующей системой уравнений:
где К - коэффициент продуктивности скважины; V - геологические запасы нефти в залежи; 
- упругоемкость нефти. Поскольку упругоемкость нефти значительно превышает сжимаемость скелета, то для упрощения выкладок последней можно пренебречь. Приравнивая (7) и (8), получаем обыкновенное дифференциальное уравнение для рп, разрешая которое относительно рп
будет иметь:
где 
Как видно, при достаточно большом времени t пластовое давление сравняется с давлением на забоях скважин и приток нефти к ним прекратится.
Из (9) с учетом (7) получим следующее выражение для суточного отбора
или для накопленного отбора нефти:
где q0 - суточный дебит скважин в момент пуска;
- накопленная добыча жидкости.
Важно отметить, что динамика снижения пластового давления при истощении упругого запаса определяет динамику накопленной жидкости и соответственно предельный объем накопленной нефти
Для условий двойной среды зависимость (11) с учетом (6) перепишем в следующем виде:
Таким образом, из (12) следует что коэффициенты 
- характеризуют интенсивность затухания отбора запасов нефти
и
соответственно из проводящей и подпитывающей сред. При этом отражают особенности проявления естественного режима. Отношение коэффициентов 
соответствует отношению гидропроводности проводящей и подпитывающей среды.
С целью определения параметров, входящих в зависимость (12), обозначим через
фактическую накопленную добычу нефти и образуем разность 
где 
значения времени в пределах заданного периода наблюдения. Параметры 
находятся таким образом, чтобы сумма квадратичных отклонений 
имела минимальное значение. Для нахождения минимума применяется метод наискорейшего спуска с использованием стандартных программ. Представленный выше алгоритм получила название «АЛГОМЕС-2» по имени авторов Р.И.Медведского и А.А.Севастьянова.
На рисунке 1 представлена адаптация модели «АЛГОМЕС-2» по выше приведенному алгоритму. Параметры, определенные в ходе обработки промысловых данных по одной из скважин, дренирующей баженовскую свиту на месторождении, приуроченном к Сургускому своду, следующие: Q0 = 256.7 тыс.т.; Q1=0.794 д.ед.; а=0.741; b=0.143; прогнозируемый отбор нефти 23.5 тыс.т., что составляет 9,5% от вовлеченных запасов и сопоставима с упругим запасом.
Рис.1. Пример адаптации модели АЛГОМЕС-2.
По результатам анализа эксплуатации скважин 80% фонда имеет величины дренируемых запасов нефти менее 30 тыс. т, которые не обеспечивают рентабельность разработки баженовской свиты. Накопленная добыча нефти свыше 30 тыс. т/скв отмечается по 20% скважин, площадь дренирования по ним превышает 150 га/скв, что свидетельствует о расположении забоев в обширных зонах трещиноватости горных пород.
Если иметь в виду перспективы применения современных технологий воздействия на пласт, то величина накопленной добычи с использованием технологий ГС (горизонтальных скважин) с МГРП (многостадийного гидравлического разрыв пласта) на объектах аналогах «сланцевой нефти» за рубежом достигает уровня 13–15 тыс. т. на скважину, что также принципиально не изменяет эффективность выработки запасов нефти. Темпы падения добычи на североамериканских месторождениях Баккен и Игл Форд составляют 25,0–40,0 % в год, их разработка может окупиться через 7–10 лет при условии сохранения входных дебитов нефти и цены на нефть 73$ за баррель, что в настоящее время является не реалистичным сценарием.
На основании проведенного анализа, а также данным по применению ГРП и ГС с МГРП авторами выполнен прогноз уровней добычи нефти по объектам, стоящим на государственном балансе, с учетом применения современных технологий воздействия на пласт (рисунок 2). Прогноз осуществлен с использованием методики «АЛГОМЕС-2» и алгоритмов, описанных в работах [1-4].
Рис. 2. Прогноз добычи нефти из баженовской свиты ХМАО-Югры
Заключение:
Согласно выполненному прогнозу, уровни добычи нефти как с применением технологий строительства скважин с горизонтальным окончанием и проведением гидроразрыва пласта, так и без них, оцениваются в диапазоне 700–800 тыс. т в год до 2030 года. Очевидно, что без активного внедрения технологий воздействия на битуминозные сланцы, баженовская свита не может являться существенно значимой для нефтяной отрасли России.
В текущих условиях подход к разработке залежей баженовской свиты на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры должен быть избирательным, с расположением скважин в зонах трещиноватости горных пород, что предполагает поиск и применение методов локализации зон повышенной продуктивности на основе анализа амплитудно-частотных характеристик сейсморазведки баженовской свиты.
Литература:
1. Коровин К.В., Печерин Т.Н. Анализ результатов эксплуатации скважин из отложений баженовской свиты на территории ХМАО–Югры // Международный научно-исследовательский журнал. – 2016. – № 12. – С. 91–94.
2. Медведский Р.И., Севастьянов А.А., Коровин К.В. Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. – 2005. – №15. – С. 49–53.
3. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. – СПб.: Недра, 2004. – 192 с.
4. Севастьянов А.А., Коровин К.В., Зотова О.П. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. – Тюмень: Изд-во ТИУ, 2017. – 92 с.
Факты:
368
Скважин на 39 месторождениях разрабатывается в ХМАО-Югра
13,4 т/сут
Средний дебит нефти на пластах баженовской 188 скважин в 2015 г.
80%
фонда имеет величины дренируемых запасов нефти менее 30 тыс. т, которые не обеспечивают рентабельность разработки баженовской свиты
до 2030 г.
уровни добычи нефти оцениваются в диапазоне 700–800 тыс. т в год
Авторы:
Севастьянов Алексей Александрович,
К.т.н., доцент каф. Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Института геологии и нефтегазодобычи Тюменского Индустриального Университета,
Коровин Константин Владимирович,
К.т.н., доцент каф. Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Института геологии и нефтегазодобычи Тюменского Индустриального Университета,
Зотова Ольга Павловна,
ассистент каф. Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Института геологии и нефтегазодобычи Тюменского Индустриального Университета,
Зубарев Денис Иванович,
ведущий геолог, ООО «Научно-Исследовательский Инновационный Центр Нефтегазовых Технологий»
