Баженовская свита в поисках большой сланцевой нефти на Верхнем Салыме Часть 2
Алексей Д. Алексеев Ведущий петрофизик «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.», к.т.н.
Настоящая статья посвящена работе, которая проделана в компании «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» (СПД) при подготовке к проекту опытно-промышленной эксплуатации баженовской свиты. Реализованная программа исследований позволила выявить уникальные геологические особенности баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения, которая по своему принципиальному строению оказалась очень похожа на формацию Баккен в США, что дает возможность её разработки хорошо зарекомендовавшими себя методами.
В поисках «среднего Баккена» на Верхнем Салыме
Как отмечено в первой части статьи (ROGTEC № 34), вовлекать сланцевые формации в разработку можно двумя способами. Первый способ связан с поиском высокопродуктивных зон дистанционными методами и последующим бурением вертикальных скважин в перспективных зонах. Этим путем советские и российские нефтяники шли и продолжают идти последние 45 лет и добыли не более 5 млн. тонн нефти. При огромном потенциале баженовской свиты это крайне низкий результат. Второй путь – это путь успеха формации Баккен, когда нефтематеринские сланцы разрабатываются за счет наличия в среднем Баккене карбонатных и песчаных прослоев. Изначально эти включения имеют очень низкие фильтрационно-емкостные свойства, но за счет гидровлического разрыва пласта в них создаются искусственные трещины, а наличие протяженных горизонтальных стволов скважин обеспечивает большую площадь дренирования. В США, в штате Северная Дакота, этот подход позволил за 4 года увеличить добычу на 412% [31]. Основными критериями, обеспечивающими рентабельную разработку Баккена, является проводка горизонтально ствола в наиболее «чистом» доломите или песчанике, заложении скважин в зонах естественной напряженности благоприятной для развития искусственной трещиноватости и использовании аномально-высокого пластового давления в процессе разработки (АВПД) [33]. Из-за отсутствия иных способов поддержания пластовой энергии наличие аномально высокого пластового давления является одним из ключевых фактов, который определяет «жизнь» скважины.
Верхне-Салымское месторождение расположено в 150 км к югу от знаменитого Салымского месторождения, где отмечено наибольшее количество баженовских фонтанов. За свою историю изучения начиная 1966 г. по сей день самые большие притоки из баженовской свиты на Верхнем Салыме не превысили 10-15 м3/сут., но и те под большим сомнением. Проведенное СПД длительное тестирование, показало, что уже через несколько суток при стартовом дебите в 20-40 м3/сут скважина стабильно будет давать только 1-2 м3/сут. В условиях отсутствия больших естественных дебитов выбор стратегии очевиден – найти аналог среднего Баккена в баженовской свите, прокладывать в нем горизонтальные стволы и делать многостадийный ГРП в соответствии с северо-американским опытом с поправками на особенности баженовской свиты.
На рис.1 представлена геолого-геофизическая характеристика баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения, на которой представлены четыре совокупности данных: каротаж в открытом стволе (I-IX), керновые данные (X-XIII), ГТИ в процессе бурения (XIV-XV) и термометрия в процессе закачки воды в пласт (XVI). Совпадение кривых GR (II) разных исследований гарантирует, что все данные взаимоувязаны.
Анализируя материалы рис.1 у любого специалиста не возникнет проблем с выделением коллектора, определения его фильтрационно-емкостных свойств и минерального состава, что свидетельствует о том, что «загадочного бажена» в принципе не существуют, есть только патологический недостаток необходимых фактических данных. Как видно из этого рисунка, в середине баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения выделяется геологической тело, против которого каверномер (I) и микрокаверномер (VII) зафиксировали глинистую корку, что является прямым качественным признаком коллектора по геофизическим исследованиям (ГИС). То что этот интервал является коллектором, подтверждает ядерно-магнитный каротаж наличием свободных флюидов по распределению Т2 (VIII) и данные высокоточной термометрии во время нагнетательного теста (XVI). Близкий к нулю коэффициент Пуассона и большие значения модуля Юнга (IV) свидетельствуют о том, что этот интервал представлен хрупкими и твердыми разностями, а пониженный относительно вмещающих пород горизонтальный стресс (V) свидетельствует о том, что свою возможность растрескиваться этот интервал частично реализовал, что подтверждается заметной техногенной трещиной по данным сканера FMI (IX). Это геологическое тело имеет мощность около 8 метров и по своему минеральному составу представлено силицитом с незначительными примесями глинистых материалов (X). Его пористость достигает 12-13% (XI), а проницаемость 1мД (XII) и выше. Из-за своих контрастных характеристик имеются хорошие предпосылки для прогнозирования свойств этого тела по данным сейсморазведки. По результатам геохимических исследований керна этот интервал характеризуется явной положительной аномалией по геохимическому индексу продуктивности (PI) (XII). Очевидно, что по совокупности критериев этот объект более всего подходит на роль аналога среднего Баккена.
По данным газового каротажа (XIV) в разрезе баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения выделяются три изолированных резервуара: А – в верхней пачке баженовской свиты, В – в её середине и резервуар С – на границе с подстилающей абалакской свитой. Наилучшим из них является резервуар В в середине свиты, он так же характеризуется значительным увеличением скорости проходки при бурении (XV). Резервуары А и С в данном случае недостаточно развиты.
Кстати, только наличием нескольких резервуаров, имеющих разное пластовое давление, можно объяснить характерное для баженовской свиты поведение, когда в процессе бурения при поглощении бурового раствора возникает самопроизвольный перелив или фонтанирование нефтью. Именно потеря циркуляции бурового раствора из-за интенсивного поглощения после выхода долота из баженовской свиты стала причиной большинства аварий сопровождающихся неконтролируемыми нефтяными фонтанами. Механизм самопроизвольного выхода баженовской свиты на фонтан можно описать следующим образом. Как известно, она характеризуется значительным АВПД, причем вмещающие отложения имеют давление близкое к гидростатическому. На границе баженовской свиты и подстилающей её абалакской свитой залегает 1-4 метровый карбонатный прослой, который В.И. Белкин на Салымском месторождении назвал КС1 (коррелируемый слой) [17]. Этот пропласток в отдельных случаях представлен трещинно-кавернозным доломитом, проницаемость которого может достигать несколько Дарси. Скважина бурится на репрессии, поэтому вскрытие такого пласта сопровождается значительным поглощением бурового раствора, что влечет за собой существенное снижение забойного давления, из-за чего создается депрессия и проницаемые интервалы баженовской свиты выходят на приток. Последний подобный случай произошел при бурении скважины №153 Пальяновского месторождения, что чуть не привело к аварии [38].
Аномально высокое пластовое давление обуславливает еще одну особенность баженовской свиты, имеющую критически важное влияние на продуктивность. На рис. 2 представлены графики изменения пластового давления и стрессов с глубиной, построенные по данным геомеханического моделирования с использованием результатов фактических тестов, проведенных непосредственно в скважинах. Как видно из рис. 2 пластовое давление в наилучшем резервуаре практически совпадает по величине с минимальным горизонтальным стрессом, т.е. с давлением гидроразрыва. Таким образом, если баженовская свита вскрыта хотя бы на минимальной репрессии это с большой вероятностью означает, что она претерпела гидроразрыв буровым раствором, где в качестве проппанта выступили его твердые частицы. В настоящее время большинство растворов являются глинистыми, поэтому такой гидророразрыв влечет за собой глубокую кольматацию наиболее проницаемых зон. И этот эффект тем больше, чем больше репрессия. По этой причине истинный потенциал разреза баженовской свиты может, оказаться гораздо лучшим, чем мы видим по результатам опробования скважин. Чтобы его оценить, в идеале нужно пробурить скважину на равновесии, но это сопровождено с большими рисками получить некотролируемые выбросы. На самом деле, достаточно при бурении уделить повышенное внимание эквивалентной циркуляционной плотности (ECD). ECD гораздо легче контролировать в случае большого зазора между буровым инструментом и стенкой скважины. По этой причине наиболее распространенная технология вскрытия баженовской свиты хвостовиками малого диаметра изначально является неоптимальной, так как увеличивает риск создания глубокой кольматации призабойной зоны, вследствие непроизвольного гидроразрыва.
Близость величин пластового давления к давлению гидроразрыва может являться одной из причин, объясняющих почему раз заглушенную из-за активных «баженовских» нефтепроявлений скважину, потом не удается вывести на высокодебитный приток. По-видимому, этим же явлением можно объяснить, почему скважины, пробуренные рядом в одних и тех же геологических условиях при полном «портретном» сходстве каротажных диаграмм, дают зачастую совершенно противоположные результаты.
С баженовской свитой связано очень много вопросов и неопределенностей, которые делают её разработку очень рискованной и не позволяют инвесторам сформировать хоть сколько-нибудь обоснованного плана инвестиций. Пожалуй, одним из самых первым в этом списке стоит вопрос о её запасах легкой нефти. То что ресурсный потенциал этих отложений очень велик не вызывает никакого сомнения. Залежи нефти не содержат подошвенных и законтурных вод, а имеющееся содержание связанной воды очень низкое, поэтому можно считать, что отложения баженовской свиты насыщенны углеводородами от кровли до подошвы.
На рис.3 представлен геоло-геофизический планшет вместе с данными лабораторных и геохимических исследований керна. Как уже отмечалось, в пределах Верхне-Салымского месторождения в середине баженовской свиты развито геологическое тело (5), которое является практически полным аналогом песчаного среднего Баккена. Оно очень хорошо выделяется по методам стандартного каротажа: имеется явновыраженная глинистая корка (1, трек I) по данным каверномера (CALI); а так же он характеризуется локальной отрицательной аномалией по гамма-каротажу (GR) и положительной аномалией по нейтронному (NEU) (II). Данные высокоточной термометрии во время работы скважины на приток (XI), свидетельствуют о том, что этот интервал обеспечивает приток пластовой жидкости в скважину. По результатам лабораторных исследований неэкстрагированного керна, это тело в среднем имеет пористость 12-13%, проницаемость около 1 мД (IX,X) и характеризуется практически постоянным значением минеральной матрицы скелета породы (V). Определение органического вещества (VI) с помощью установки Rock-Eval 6 показывает, что этот интервал имеет пониженное содержание органики, местами близкими к нулю. То есть по совокупности характеристик, он почти ничем не отличается от обычного коллектора с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), поэтому геологические запасы нефти в нем могут быть оценены по традиционному объемному методу с использованием обычного расширенного комплекса геофизических исследований, где пористость рассчитывается по данным плотностного каротажа, а эффективные толщины определяются по совокупности трех методов: гамма-каротажа, нейтронного каротажа и каверномера.
Общеизвестно, что трещинная составляющая пустотности, ввиду своей незначительности, заметного влияния на величину запасов не оказывает, поэтому единственным существенным барьером для применения объемного метода подсчета запасов нефти в этом прослое остается коэффициент нефтенасыщенности. Породы баженовской свиты являются гидрофобными, характеризуются очень высокими удельными электрическими сопротивлениями, поэтому он однозначно высокий, насколько предстоит еще выяснить, а пока можно задаться каким-нибудь числом из наиболее часто используемого в литературе диапазона от 0,85-0,95 [18].
Таким образом, существует возможность оценить запасы нефти в коллекторской части среднего бажена традиционными методами, по своей сути, и находящаяся в нем нефть тоже является вполне традиционной, но содержится в разрезе с очень низкими фильтрационно-емкостными свойствами.
Оценить ресурсы нефти остальной части разреза является нетривиальной задачей. Кроме минеральной составляющей породы баженовской свиты изобилуют органическим веществом, которое может быть в твердом состоянии (кероген), так же в виде продуктов его преобразования: легкой нефти, битумоидов, смол и асфальтенов. Из-за сверхнизкой проницаемости в большей части разреза, определение нефтенасыщенности прямыми лабораторными методами затруднено. Для этих целей на западе используется метод ступенчатого ретортирования (SPE 147456), в России наибольшее развитие получили геохимические методы.
В баженовской свите присутствует два типа легкой нефти, которые совершенно различны с позиций их извлечения, и поэтому при подсчете запасов их обязательно нужно разделять. Пояснить различие нефтей можно легче всего с помощью кросс-плота представленного на рис. 4 [8].
На этом кросс-плоте представлено сопоставление содержания органического вещества (Сорг, %) и параметра S1 Rock-Eval, характеризующего наличие свободных нефтеподобных углеводородов. Баженовская свита является нефтематеринской толщей, в которой процесс преобразования органического вещества ещё не завершен. Часть образованных углеводородов ещё не утратили генетическую связь с исходным органическим веществом и находятся в запечатанных порах, которые образовались из-за перехода части твердой органики в жидкую. Эту нефть ещё называют прото-(микро-)нефтью, а в органической геохимии эти углеводороды принято называть автохтонными. Именно за счет них в баженовской свите образуется АВПД, потому что объем генерируемых битумоидов больше объема исходного органического вещества. Кроме автохтонных (связанных) есть ещё подвижные (мобильные) углеводороды, которые утратили связь с исходным органическим веществом, но при этом не покинули нефтематеринскую толщу. Они называются параавтохтонными, а соответствующую нефть иногда называют – макронефтью. На рис. 4 как раз показано, как можно отделить параавтохнонные углеводороды от автохтонных. Другими словами, как отличить «мобильную» нефть от «связанной» методами геохимических исследований керна. Таким образом, если углеводородов оказывается больше, чем в принципе органика способна произвести в сложившихся условиях, то это значит, что они мигрировали с других участков нефтематеринской толщи, то есть они подвижны. По своей сути, этот метод является независимым геохимическим методом выделения коллекторов в сланцевых формациях. Он разработан в геохимическом центре ВНИГНИ, которым руководит М.В. Дахнова [39].
Возвращаясь к рис.3, теперь можно понять, как распределена нефтенасыщенность по разрезу баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения и какая нефть («связанная» или «мобильная») локализована в том или ином участке. Как отмечалось выше, геохимический показатель S1 (VII) отвечает за наличие свободных нефтеподобных УВ, и по своему физическому смыслу является неким подобием коэффициента нефтенасыщенности. Показатель S2 (VII) характеризует нефтегенерационный потенциал, и представляет собой углеводородные продукты пиролиза керогена и смолисто-асфальтеновых веществ. С помощью него можно понять как распределены в разрезе битумоиды, смолы и асфальтены, из-за которых большая часть разреза баженовской свиты практически лишена проницаемости.
Как видно из рис.3 трек VII тело коллектора в среднем бажене за исключением подошвенной части характеризуется минимальным нефтесодержанием, но зато эти углеводороды являются мобильными и доступны для добычи. Под этим телом сконцентрированы гораздо большие ресурсы нефти, но эта нефть связана и без специальной стимуляции её не добыть. Как показывает параметр S2 – это породы с большой концентрацией битумоидов, смол и асфальтенов, что придает им пластичности, этоже подтверждается увеличением коэффициента Пуассона и снижением модуля Юнга (III). Создать и закрепить в таких породах трещину очень проблематично. По-видимому, именно по этой причине в единственной горизонтальной скважине с мультистадийным ГРП на баженовскую свиту, которая пробурена на Правдинском месторождении были серьезные проблемы с проведением двух стадий – «пласт не захотел рваться» даже при очень больших давлениях.
Таким образом, в виду того, что баженовская свита является нефтематеринской, в ней присутствует как мобильная так и связанная с органическим веществом нефть. С позицией энергетических затрат на разработку, а может быть и технологий извлечения они совершенно различны. На Верхне-Салымском месторождении интервалы с мобильной нефтью выделяются по комплексу ГИС даже в старых скважинах. Это во многом возможно благодаря наличию глинистой корки — достаточно надежному прямому признаку коллектора по ГИС. Но на других месторождениях этот признак зачастую не работает. В этом случае неоценимую роль могут оказать геохимические исследования керна методом Rock-Eval. Выделить интервалы наиболее интересные для разработки можно, например, по локальной положительно аномалии геохимического индекса продуктивности PI=S1/(S1+S2) (рис. 3, IIX), или по методу М.В. Дахновой определения «мобильных» УВ (рис.4). Данные геохимии керна так же могут оказать неоценимую роль при дизайне и планировании методов стимуляции притоков.
Ресурсы баженовской свиты Верхне-Салымского месторождения были оценены по двум категориям: запасы мобильной нефти «среднего бажена» – этот тот минимум на который можно однозначно рассчитывать; ресурсы связанной нефти нефтематеринских пород – это максимум на который можно рассчитывать, только в случае применения каких-то особенных технологий. Одним из решений является создание обширной системы трещин, но в пластичных нефтематеринских породах это сделать весьма непросто. Чтобы закрепить трещину в таких породах потребуется очень много проппанта, что повлечет за собой рост трещин во вмещающие породы, а возможно и за зону АВПД, в результате энергетика пласта может быть потеряна. В настоящее время специалисты СПД сосредоточили свою работу на изучении физических и химических свойств пород баженовской свиты в контексте взаимодействия с проппантом и реагентами ГРП, такую работу, судя по отсутствию материалов в прессе, ещё никто не проводил. Результатом этих работ станет перспективная технология гидроразрыва, которая будет опробована уже в этом году на вертикальной скважине.
В заключении, хотелось бы отметить, что баженовская свита Верхне-Салымского месторождения не является аномальной. То есть в ней отсутствуют линзы песчаника и других обломочных материалов. Аналог Среднего Баккена в баженовской свите представлен апорадиоляритом. Этот прослой почти полностью сложен остатками планктоновых микроорганизмов – радиолярий, которые имеют кремнистый скелет. Под действием вторичных преобразований раковины радиолярий частично растворились и переотложились и так образовался апорадиолярит [40,41]. Если быть до конца формальным, то и саму баженовскую свиту нельзя называть глинистой толщей, так основным породообразующим материалом в ней является силицит – кремнезем биогенного происхождения, а глинистый материал имеет весьма подчиненное значение.
Выводы
В компании СПД в период 2009-2011 гг. на Верхне-Салымском месторождении проведена доразведка глубоких горизонтов, по результатам которой наиболее перспективным горизонтом для дальнейшей разработки является баженовская свита. В результате глубокого анализа отечественного и зарубежного опыта по разработке сланцевых формаций выявлено, что вовлекать сланцевые формации в разработку можно двумя способами. Первый способ связан с поиском высокопродуктивных зон дистанционными методами и последующим бурением вертикальных скважин в перспективных зонах. Этим путем советские и российские нефтяники шли и продолжают идти последние 45 лет и добыли не более 5 млн. тонн нефти. Второй путь – это путь успеха формации Баккен, когда нефтематеринские сланцы разрабатываются за счет наличия внутри сланцевой толщи достаточно мощных карбонатных или песчаных прослоев. Изначально эти включения имеют очень низкие фильтрационно-емкостные свойства, но за счет гидровлического разрыва в них создаются искусственные трещины, а наличие протяженных горизонтальных стволов скважин обеспечивают большую площадь дренирования. В условиях отсутствия больших естественных дебитов из баженовской свиты на месторождениях СПД была выбрана стратегия поиска аналога среднего Баккена в баженовской свите. Такой аналог был найден. Это ~8м пласт залегающий в середине баженовской свиты, представленный апорадиоляритом (силицитом) с незначительными глинистыми примесями. В естественных условиях он является коллектором с низкими коллекторскими свойствами: пористость 12-13%, проницаемость около 1мД. Он хорошо выделяется во всех скважинах по совокупности данных радиоактивного каротажа и кавернометрии. Из-за своих контрастных характеристик имеются хорошие предпосылки для прогнозирования его свойств по данным сейсморазведки. Таким образом, на Верхнем Салыме есть все предпосылки для разработки баженовской свиты в соответствии с северо-американским опытом, с поправками на особенности баженовской свиты. В настоящее время, специалисты компании СПД совместно со своими подрядчиками работают над оптимальной рецептурой ГРП, которую планируется опробовать на вертикальной скважине уже в этом году.
