Движение к неизвестному

Движение к неизвестному

Поиск оптимальных методов бурения и методик поддержания пластового давления на восточном участке Оренбургского газоконденсатного месторождения.



Реализация пилотных проектов бурения на восточной части Оренбургского газоконденсатного месторождения позволит определить оптимальные методы и схемы разработки актива



Использование станков с верхним силовым приводом в блочномодульном исполнении повысило рентабельность разработки месторождения

Амбициозность стратегии развития самого молодого в «Газпром нефти» добывающего предприятия — «Газпром нефть Оренбурга» — продиктована уникальностью месторождения. Карбонатные трещиноватые коллекторы с высоким газовым фактором и содержанием сероводорода, близость Уральских гор, активная добыча газа на соседних участках — оренбургские специалисты и ученые Научно-технического центра «Газпром нефти» ведут поиск оптимальных методов бурения и методик поддержания пластового давления в условиях, для которых просто не существует готовых решений.

Текст: Татьяна Юлаева

ФАКТОРЫ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ

Из четырех активов «Газпром нефть Оренбурга» восточная часть Оренбургского газоконденсатного месторождения — актив самый масштабный и самый освоенный. Это просто окраина открытого еще в 1966 году гигантского месторождения, промышленная добыча природного газа и газового конденсата на котором началась в 1974-м. Приобретенные «Газпром нефтью» участки на нефтяной оторочке в восточной части ОНГКМ разрабатывались с 1994 года. Основные продуктивные горизонты промысла PIV и PV расположены в Сакмаро-Артинском ярусе. Запасы относятся к категории трудно извлекаемых и составляют 96 млн тонн нефти, 2 млн тонн конденсата, 53 млрд кубометров природного газа и 10 млрд кубометров растворенного газа (ABC1 + C2).

По оценке специалистов «Газпром нефть Оренбурга», ключевые неопределенности месторождения формируют как геологические, так и технологические особенности. «Восточный участок достался „Газпром нефти“ с уже готовой инфраструктурой, что бывает нечасто, однако отрицательным фактором освоенности стало сниженное пластовое давление, — пояснил заместитель генерального директора по геологии и разработке „Газпром нефть Оренбурга“ Евгений Загребельный. — Это требует пристального изучения ситуации и применения наукоемких технологий для формирования комплексного подхода к разработке».

По оценке нефтяников, уточнения в первую очередь требует оценка объема запасов жидких углеводородов, так как акцент при разработке ОНГКМ всегда делался на добычу газа. Существует гипотеза, что на глубине 5–6 км расположены продуктивные залежи, но подтвердить или опровергнуть эти предположения могут только серьезные исследования, в том числе сейсмические.

Что касается технологических проблем, то они в основном связаны с геологическими особенностями месторождения. Низкие фильтрационные свойства и проницаемость пород (порядка 0,5 мД, что вдвое ниже, чем на западносибирских месторождениях), карбонатные коллекторы, которые еще никто не научился разрабатывать по-настоящему эффективно, заставляют оренбургских нефтяников искать оптимальные способы добычи, подбирать новые методы в ходе реализации пилотных проектов.

ОРЕНБУРГСКИЕ ПИЛОТЫ

Первый «пилот» на восточном участке Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения стартовал в ноябре 2011 года и предполагал бурение шести скважин. Опыт оказался удачным: пусковые дебиты превысили прогнозные, при плане 25 тонн в сутки по факту было получено 30 тонн в сутки, а стоимость бурения, напротив, снизилась со 124 млн рублей в 2010–2011 годах до 114 млн, то есть на 6%. Но главное, по мнению Евгения Загребельного, этот «пилот» позволил ответить на ряд ключевых вопросов. За счет использования в процессе бурения дополнительного датчика MFAR* для повышения качества проводки горизонтальных скважин и выбора их оптимальной конструкции удалось разработать новый проект, сокращающий сроки и стоимость строительства, а новое технологическое решение — привлечение станков с верхним силовым приводом (ВСП) в блочно-модульном исполнении — повысило рентабельность.

«У нас карбонатная залежь с высокой расчлененностью (неоднородный коллектор), состоящая из многочисленных продуктивных пропластков, — рассказал Евгений Загребельный. — Здесь основной проводник нефти — это трещины. Нам нужно знать их направление и, учитывая, что залежь многопластовая, понимать, какой продуктивный пласт дает наибольший приток нефти. После первого „пилота“ мы отказались от лучевой системы разработки, при которой три горизонтальные скважины практически из одной точки направлены на 120 градусов друг от друга. В существующих условиях она неэффективна: преимущественно трещиноватость коллектора направлена на северо-запад, соответственно, горизонтальные стволы должны проводиться перпендикулярно ей». В итоге за эталон была принята однорядная система разработки с горизонтальными скважинами по 500 метров.

В мае 2012 года началась реализация второго пилотного проекта, направленного на определение оптимальной для месторождения системы поддержки энергетического состояния залежи, на выбор наиболее подходящей методики поддержания пластового давления. Кроме того, предполагается, что применение обсадных колонн с цементажем и каротажем вместо открытого ствола позволит вы явить наиболее продуктивные пропластки и увеличить коэффициент извлечения нефти. В течение 10 месяцев шестью станками было пробурено 22 скважины с горизонтальными секциями протяженностью порядка 500 метров.

«Информационная база низкая — соответственно, не всегда понятно, где, откуда и в какие зоны лучше заходить, где надо поддерживать пластовое давление, а где — нет, — прокомментировал Евгений Загребельный. — Но и эти проблемы в текущем году при активном участии служб главного инженера будут решены, и мы приступим к нормальной грамотной работе с геологической точки зрения».

Для прояснения ситуации специалистами «Газпром нефть Оренбурга» использовался широкий спектр расширенного комплекса геофизических исследований: кроссдипольный акустический, ядерномагнитный и литопластностный каротажи. Комплекс различных оценок коллекторских свойств даст возможность выбрать один эталонный метод, который в дальнейшем будет применяться при бурении новых скважин. Пока же в результате реализации второго «пилота», как и планировалось, уточнено геологическое строение районов бурения и сделан вполне оптимистический вывод: участки перспективны для дальнейшего разбуривания. Стартовые показатели бурения со ставили 38 тонн в сутки, что на 12 тонн больше, чем планировалось.

ТРЕТИЙ ШАГ

Третий проект явился логическим продолжением двух предыдущих: новая концептуальная программа основана на ранее проведенных исследованиях и полученном опыте. Система разработки уже выбрана, однако, по оценке Евгения Загребельного, пул неопределенности остался: «Возможно, азимуты будут меняться изза разности геологических условий. Еще один фактор — влияние добычи газа „Газпромом“ в новой зоне исследований. Для того чтобы понять, как повлияла на месторождение нефти мощная газовая шапка, мы заложили в программу бурения 2013–2014 годов переиспытание разведочных скважин».

Запрограммировано изучение отобранных запасов керна с проведением расширенного комплекса ГИС в пилотных стволах. Продолжатся отбор глубинных проб в опорной сетке пилотных стволов и изучение механических свойств пласта в новых зонах. Будут подтверждаться предпосылки вектора естественной трещиноватости и использования МГРП с учетом имеющихся данных по второму пилотному проекту. Количество скважин на кусте планируется увеличить до восьми. Предстоят работы по дальнейшему повышению эффективности проводки скважин за счет использования проактивной геонавигации, сокращению цикла и качества строительства, использованию современных станков бурения.

При реализации первого и второго пилотного проекта стоимость строительства скважин составила 114 млн рублей, при реализации третьего пилотного прогнозируемая стоимость снизится до 90 млн рублей. Однако в «Газпром нефть Оренбурге» уверены, что затраты оправданы.

«Уже первые шаги стратегии — ориентированность на горизонтальное бурение, улучшение качества проводки горизонтальных скважин, организация группы геологического сопровождения бурения, исследования керна — позволяют удержать дебиты на необходимом уровне, — заявил Евгений Загребельный. — Запускные будут еще выше, я уверен. Если смотреть на историю добычи, то мы сделали гигантский шаг. При тех неопределенностях, которые существуют, мы смотрим в будущее с большой долей оптимизма, но при этом реально оцениваем риски и вырабатываем мероприятия, которые позволят их минимизировать».

* Датчик сопротивления в компоновке бурильного инструмента, который позволяет получать данные по сопротивлению коллектора в режиме онлайн.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ