Ачимовский комплекс представляет собой песчано-глинистые отложения подводных конусов выноса глубоководного генезиса, приуроченные к фондоформенной части клиноциклита неокомского возраста [1, 3, 6, 7]. Необходимо обратить особое внимание на характер генезиса Ачимовских пластов. Согласно многочисленным исследованиям в меловой период бóльшая часть Западной Сибири находилась под толщей воды. В течение миллионов лет происходила регрессия и трансгрессия моря, в результате которой образовались настоящие толщи осадочных отложений [1]. Подвергаясь эрозии, органические вещества позднее сформировали Западно-Сибирскую нефтегазоносную провинцию. Освоение ресурсного потенциала Ачимовского комплекса осложняют условия залегания углеводородов. От участка к участку глубина залегания пластов варьируется от 2500 до 4000 метров. Местами среднее пластовое давление достигает величины 60 МПа, средняя температура колеблется в районе 80—85 °C. Учитывая вышеперечисленные факторы, ачимовские горизонты можно отнести к промежуточным между традиционными и трудноизвлекаемыми запасами.

В данной работе в качестве объекта исследования рассматривалось месторождение «N» углеводородов (далее «месторождение») в Западной Сибири. По данным проектных документов в геологическом строении месторождения принимают участие метаморфические и изверженные породы палеозойского возраста, эффузивно-осадочные породы нерасчлененного пермо-триасового возраста и осадочные отложения мезозойско-кайнозойского возрастов.

Далее стоит подробнее остановиться на меловой системе, представленной мегакосослоистым комплексом пород клиноформного строения. Сортымская свита залегает в основании нижнемелового разреза и представлена четырьмя толщами. Вторая толща этой свиты относится к Ачимовским залежам, представленным по данным исследований: «…переслаивающимися песчано-алеврито-глинистыми породами, имеющими сложное строение. Ачимовская толща не выдержана по площади и разрезу. Нижняя граница толщи прослеживается почти четко, а верхняя определяется степенью развития песчаной фации». Общая толщина пачки измеряется в диапазоне от 5 до 163 м. К этой части разреза приурочены отложения продуктивных пластов группы БС16—22. Эти пласты неоднородны по разрезу и не выдержаны по простиранию, также характеризуются довольно низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Ниже представлен условный разрез месторождения в интервале продуктивных отложений (рис. 1).

В пласте БС18—19 было обнаружено на стадии разведки 17 залежей нефти. Ниже (табл. 1) представлены ФЕС параметры разрабатываемого объекта по данным исследований керна, ГИС и ГДИ.

По данным ГИС проницаемость нефтенасыщенного коллектора пласта изменяется от 0,43×10–3 до 35,4×10–3 мкм2, среднее значение 5,0×10–3 мкм2. Среднее значение коэффициента открытой пористости составляет 0,178 доли ед. при диапазоне 0,123—0,225 доли ед.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта изучены на образцах керна из 38 скважин. Всего было выполнено 1344 определения открытой пористости, 1238 — проницаемости. Коэффициент пористости в пласте БС18—19 изменяется от 0,138 до 0,217 доли ед. при среднем значении 0,172 доли ед., проницаемость изменяется в интервале от 0,5 до 113,0×10–3 мкм2 при среднем значении 5,3×10–3 мкм2.

На каротажных диаграммах (рис. 2) представлены кривые, полученные следующими методами: ПС — потенциал собственной поляризации, ГК — гамма-каротаж, ИК — индукционный каротаж. С помощью интерпретации кривых каротажа было произведено литологическое расчленение разреза и выделены интервалы насыщения нефтью и водой.

По проектным данным промышленная добыча нефти производилась из залежей 5 и 6+7+16+17, относящихся к продуктивному пласту БС18—19. Также на объекте предпринимались попытки промышленной разработки залежи 15. Далее будут приведены и рассмотрены динамические параметры разработки скважин, относящихся к залежи 15, которая так и не была введена в промышленную эксплуатацию по причине низких показателей по дебиту нефти и высокой обводненности скважинной продукции. Залежь 15 разрабатывалась с 1987 года, но из-за недостатков технологического обеспечения и высокой начальной обводненности (около 97%) объект с 1999 года разрабатывается единичными скважинами и в промышленную разработку не введен. В 1987 году в южной части залежи была пробурена первая скважина 4407. Входной дебит жидкости составил 3,0 т/сут, обводненность — 96,3%. За три месяца работы скважины дебит жидкости не превысил 4,8 т/сут, обводненность также осталась на уровне 96%, после чего разработка этой залежи была приостановлена до 1999 года.

В 1999—2001 годах в других частях залежи были пробурены скважины 2097 и 2989. Скважина 2097 пробурена в центральной части залежи, скважина 2989 расположена в 190 м от границы актуального контура ВНК залежи, но дебиты жидкости по этим скважинам также оказались незначительными: максимальный по скважине 2097 — 7,8 т/сут, по скважине 2989 — 3,5 т/сут, входная обводненность по скважине 2097 — 22,4%, по скважине 2989 — 96,2%; до 2006—2007 гг. обе скважины эксплуатировались на ШГН. По скважине 2097 за период 1999—2006 гг. средний дебит жидкости составил 4,4 т/сут с обводненностью 25,9%; в мае 2006 года был выполнен ГРП с массой пропанта 34,4 т, после которого дебит жидкости увеличился до 23,0 т/сут с обводненностью 82,8%. За период июнь 2006 — декабрь 2016 года дебит жидкости увеличился до 61,6 т/сут при обводненности 97,6%.

Были построены графики динамики разработки залежи 15 по скважинам 4407, 2097, 2989, 2123 (рис. 3). По трем из четырех представленных скважин конечная обводненность составила от 80 до 97%.

Как видно из полученных графиков, при незначительных дебитах нефти обводненность колебалась в диапазоне значений от 16,7 до 98,2%. По скважине 2097 наблюдался резкий скачок обводненности после проведения ГРП в 2006 году. Скважина 2989 остановлена в 2007 году из-за низкого дебита и высокой обводненности и находится в консервации. Почти на всех скважинах в разное время проводился гидроразрыв пласта, что приводило к резкому увеличению значений обводненности при наличии незначительного роста показателей отбора нефти. КИН на 2017 год равен 0,007 при утвержденном значении 0,221, в действующем фонде находятся две скважины, залежь не введена в промышленную разработку. На выкопировках карт по залежи можно проследить изменения за период эксплуатации (рис. 4, 5).

Довольно неоднозначные показатели разработки можно объяснить сложностями геологического строения. Такого же мнения придерживается компания-недропользователь. Залежи объекта БС18—19 характеризуются достаточно высокими показателями начальной водонасыщенности, характерной особенностью залежи 15 является подстилание подошвенной водой пласта, что ведет к быстрому обводнению продукции после проведения ГРП. Также добыча в значительной мере осложняется низкими ФЕС коллекторов и геологической неоднородностью пластов.

Еще одной причиной низких показателей разработки может являться ошибка при геометризации залежи и определении водонефтяного контакта (ВНК). Если обратить внимание на каротажные диаграммы, представленные выше (рис. 2), можно заметить одну характерную черту: интервалы перфорации охватывают не только зону нефтенасыщения, но также зоны смешанного и водонасыщения. Ситуация с некорректной перфорацией продуктивных интервалов является типичной для многих месторождений Западной Сибири.

Третья причина больших скачков обводненности может заключаться в недостаточно обоснованном подходе к выбору геолого-технологических мероприятий (ГТМ), к которым также относится гидроразрыв пласта. Стоит отметить, что на объекте также проводилась соляно-кислотная обработка и обновление механизированного фонда скважины. Данные меры принимались уже после получения неудовлетворительных показателей и скачков обводненности. Таким образом, возникают сомнения в целесообразности принятых мер по увеличению нефтеотдачи и интенсификации притока [2][4][8]. ГРП направлен на быстрое увеличение притока нефти, но в рассмотренных выше ситуациях не является оптимальным решением для долгосрочной разработки. Возникает необходимость в выявлении других способов влияния на пласт с целью прироста КИН.

Суммируя вышесказанное, можно сформулировать один общий вывод: при разработке объектов разного масштаба, отличающихся сложным геологическим строением, низкими ФЕС породы-коллектора и высокой начальной водонасыщенностью, применение ГРП может быть неэффективно в долгосрочной перспективе. Остаточные запасы нефти в высокообводненных пластах, а также углеводороды в недонасыщенных коллекторах могут в будущем в совокупности с другими категориями трудноизвлекаемых и нетрадиционных источников углеводородного сырья поддерживать необходимые темпы добычи [10—12][17][18]. Для реализации концепции рационального природопользования необходимо исследовать, разрабатывать и внедрять новые технологии, направленные на наиболее полное и безопасное извлечение углеводородного сырья [9][13—16].