Введение. Вначале отметим геологические факторы, определяющие эффективность внедрения методов разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук. Рассмотрев существующие на сегодняшний день основные методы разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов, можно заключить, что тот или иной метод может успешно применяться только в определенных геолого-физических условиях и с учетом особенностей физико-химических свойств пластового флюида [1–3].

Разработка залежей высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук возможна только скважинными методами. В то же время целесообразно заметить, что применение традиционных методов с использованием вертикальных скважин высокозатратное и малоэффективное, что показал опыт освоения залежей высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук наибольшего по количеству разведанных запасов [4].

Цель статьи — исследование путей использования нефтебитумных пород месторождения Мартук.

Основная часть. Далее охарактеризуем меры, направленные на повышение коэффициента углеводорода залежей высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук. Для этого будет рассмотрена эффективность применения традиционных методов разработки, системы разработки с использованием горизонтальных скважин и стволов и предложено решение по оптимизации системы разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук и повышение коэффициента углеводородного извлечения.

Залежи высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук относятся к продуктивным горам. В настоящее время месторождение Мартук является наибольшим по количеству разведанных запасов высоковязких нефтей и природных битумов, которые по традиционной оценке составляют около 50 млн. м ³ . Это оценка только по продуктивным горизонтам с доказанной производительностью.

Следует отметить, что запасы высоковязкой битуминозной нефти залежей месторождения Мартук долгое время считались внебалансовыми из-за невозможности ее добычи вертикальными скважинами, в которых при испытании дебит не превышал 0,5 т/сутки, а часто нефтебитумонасыщенные по результатам ГДС и исследованиям керна пласты освоить не удавалось.

Специфической особенностью залежей высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук является то, что они не являются гидродинамически установившимися системами и вмещают высоковязкие нефти и природные битумы, имеющие вязкопластические свойства.

Были определены основные критерии выбора методов разработки и факторы, определяющие их эффективность [5–7]:

— глубина залегания залежи, величина запасов углеводородов;

— плотность, вязкость пластового флюида, степень его подвижности, содержание твердого остаточного битума;

— общая и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта;

— степень неоднородности коллектора, распределение в объеме залежи линз свободной воды;

— соотношение открытой и эффективной пористости, абсолютной и фазовой проницаемости;

— содержание связанной, рыхлосвязанной и свободной воды;

— содержание серы и порог ее термостабильности;

— наличие ниже или выше по разрезу водоносных пластов.

Одним из вариантов оптимизации системы разработки на текущей стадии геологического изучения залежей в условиях их истощения является уплотнение сетки эксплуатационных скважин. Однако, учитывая сложные поверхностные условия, наиболее оптимальным является вариант использования бездействующего фонда скважин.

Бурение скважин с горизонтальным окончанием ствола является важным условием для создания рациональных систем разработки нефтяных залежей с разной конфигурацией и, в первую очередь, с низкими коллекторскими свойствами производительных пластов. Скважины с горизонтальным окончанием ствола в новых и действующих скважинах; за счет кратного увеличения площади фильтрации пластовой продукции, значительно увеличивают приток нефти и газа по всей длине.

Скважины с горизонтальным окончанием ствола эффективно используют в следующих случаях [8]:

— в трещиноватых коллекторах с их помощью лучше дренируют нефтяные пласты;

— в коллекторах с подошвенной водой или с газовой шапкой используют, чтобы уменьшить опасность обводнения или прорыва пластового газа в скважину;

— в низкопроницаемых коллекторах скважин с горизонтальным окончанием ствола лучше дренируют пласт, что позволяет сократить количество скважин;

— в высокопроницаемых газовых коллекторах позволяют снизить скорость движения газа и сократить потери пластовой энергии на турбулентное трение;

— для увеличения нефтеотдачи термическим воздействием, так как создается возможность существенно повысить приемлемость по теплоносителю [158, 159, 160].

Установлено, что в отличие от залежей традиционной нефти, залежи высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук залегают в двух температурных интервалах: первый 43–55 С; второй — 93–108º С. Выше и ниже этих температурных интервалов локализуются залежи другого фазового состояния (газовые, газоконденсатные, нефтегазовые), или нефтяные, резко отличающиеся по химическому составу и физико-химическим свойствам. Выделенные температурные диапазоны использовано как главные поисковые критерии при прогнозировании нефтебитумоносности недр.

Анализ разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук и результаты исследования керна показали, что основными факторами, оказывающими доминирующее влияние на процесс выработки запасов высоковязких нефтей и природных битумов на месторождении Мартук, являются резкая неоднородность фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, низкая динамическая пористость коллекторов, значительное количество битумов в жестком состоянии в поровой среде, высокая вязкость пластового флюида, повышенное содержание свободной и рыхлосвязанной воды, которая при определенных перепадах давления принимает участие в обводнении скважин.

Выводы. На месторождении Мартук предполагается использование следующих схем разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов с помощью горизонтально пробуренных боковых стволов скважин:

— пара горизонтальных стволов, расположенных параллельно один одному по наслоению пласта;

— горизонтальные стволы скважин, пробуренные из двух скважин навстречу друг другу;

— сетка горизонтальных стволов, пробуренных из одного вертикального ствола.

Предложенная схема предусматривает бурение боковых стволов из скважин бездействующего фонда и возможность изменения фильтрационных потоков, что позволит обеспечить максимальный коэффициент вытеснения углеводородного флюида. Проектные дебиты горизонтальных стволов составляют от 12,8 т/сутки до 25,6 т/сутки. По предварительным оценкам, реализация проектного решения позволит увеличить существующие уровни добычи ВВН и ПБ в три раза.

Литература:

1. Ергин Д. Добыча. Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть. М.: Альпина Паблишер. 2018. 956 с.
2. Есполов Е. Т., Аяпбергенов Е. О., Серкебаева Б. С. Особенности реологических свойств высоковязкой нефти при транспортировке по трубопроводу // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 3. С. 35–39.
3. Иктисанов В. А. Гидродинамические исследования и моделирование многоствольных горизонтальных скважин. Казань: Изд-во «Ялутон», 2007. 124 с.
4. Искрицкая Н. И. Зарубежный опыт увеличения нефтяных запасов за счет тяжелой высоковязкой нефти и природных битумов // ЭКО. 2013. № 12. С. 146–155.
5. Исследование органической части месторождений Мунайлы-Мола и Иман-Кара / В. Г. Гуцалюк, Е. И. Сдобнов, А. Д. Байтуова, Н. К. Надиров, С. Р. Рафиков // Нефтебитуминозные породы. Алма-Ата: Наука, 1982. С. 101–106.
6. Ишмухамедова Н. К. Изучение функционального состава органической части нефтебитуминозных пород месторождений Джусалысай, Кольжан, Жылыойского района Атырауской области // Современные проблемы геофизики, геологии, освоения, переработки и использования углеводородного сырья: докл. I-й Междунар. науч.-техн. конф. Атырау, 2000. С. 357–359.
7. Ишмухамедова Н. К. Минеральная часть и групповой состав нефтебитуминозной породы месторождения Койкара // Вестник Атырауского института нефти и газа. 2010. № 1. С. 91–92.
8. Ишмухамедова Н. К., Сериков Т. П. Состав, извлечение природного битума месторождения Аралтобе // Современные проблемы геофизики, геологии, освоения, переработки и использования углеводородного сырья: докл. I-й Междунар. науч.-техн. конф. г. Атырау, 2000. С. 348–350.