Мармовичское нефтяное месторождение имеет более чем 50-летнюю историю. Оно расположено на территории Светлогорского района и является частью центральной Речицко-Вишанской ступени Северной структурно-тектонической зоны Припятского прогиба.

Мармовичскую структуру в 1966-1967 годах выявили при помощи детальных сейсмических исследований. На основании этих работ были построены структурные карты, необходимые для организации и проведения буровых работ. Поисково-разведочные работы на Мармовичской площади начаты в 1968-1969 годах бурением поисковых и разведочных скважин. Анализ полученных данных позволил увидеть перспективы нефтегазоносности подсолевых и межсолевых отложений. О том, что происходило дальше, рассказывает заместитель начальника Светлогорского управления буровых работ по геологии Анатолий Сущик:

— Первая скважина — №8 Давыдовская — была пробурена в период с 20 августа 1968 года по 29 апреля 1970 года. Параллельно бурились скважины №12 Давыдовская (бурение — с 27 января 1969 по 17 июня 1970 года) и разведочная скважина №14 Вишанская (бурение — с 29 октября 1969 по 13 апреля 1970 года). Результат доказал перспективность Мармовичской структуры в отношении нефтеносности. В 1971-1972 годах две первые скважины при опробовании в колонне из елецко-задонских отложений дали промышленные притоки нефти. Благодаря информации, полученной при бурении этих скважин, в районе Мармовичской структуры поисково-разведочные работы приобрели целенаправленный характер, и в 1971 году Трестом «Белнефтегазразведка», «Мозырской конторой разведочного бурения» было открыто Мармовичское нефтяное месторождение. Основанием тому послужило получение промышленного притока безводной нефти в скважине №12 Мармовичской равному почти 10 кубическим метрам в сутки.

С августа 1972 по февраль 1973 года в пределах территории I блока бурилась скважина №1 Мармовичская. При испытании в открытом стволе елецко-задонских отложений получены промышленные притоки нефти дебитами, равными уже 34-215 кубических метров в сутки. Позже, в результате дальнейшего разбуривания Мармовичской площади, были открыты залежи нефти в елецко-задонских отложениях IV и V блоков: в подсолевых отложениях — воронежская, семилукская и саргаевская залежи нефти. В июне 1973 года месторождение было введено в эксплуатацию.

— Мармовичское нефтяное месторождение эксплуатируется уже более 47 лет, — продолжает Анатолий Николаевич. — На сегодняшний день здесь пробурено более ста скважин разного назначения, а также ведутся буровые работы как по строительству новых, современных скважин, так и по восстановлению старых. До последнего времени считалось, что запасы нефти на Мармовичском месторождении практически исчерпаны. Однако ситуация кардинально изменилась в результате комплекса мероприятий: внедрения новой системы организации труда в РУП «ПО «Белоруснефть», применения инновационного оборудования и новых буровых растворов, использования современной технологии «Многостадийного гидравлического разрыва пластов».

— Анатолий Николаевич, расскажите более подробно о том, как новые буровой раствор и технология помогают повысить нефтеносность месторождения.

— В этом они помочь не могут, а вот обеспечить строительство скважины по коллекторам с ухудшенными свойствами и добычу трудноизвлекаемых запасов нефти — да. Для начала нужно понять, как проходило строительство скважины по старой технологии.

Сейчас под землей осталась нефть, которая находится не в одном большом бассейне, а в огромном количестве изолированных друг от друга маленьких банок. Если пробурить сверху вертикальную скважину, мы попадем в одну банку, выкачаем три литра нефти — и на этом все. Вся остальная нефть так и останется лежать в своих отдельных сосудах. Так вот, чтобы эту нефть добыть, необходимо эти банки, условно говоря, разбить. Но для этого нужно бурить не вертикальную, а горизонтальную скважину.

В достижении положительного результата все играет роль: и опыт буровиков, и специальное оборудование, и, в том числе, буровой раствор, который при строительстве скважины выполняет ряд функций. Он выносит на поверхность пробуренную породу, при достижении нефтеносных горизонтов своей массой не позволяет нефти бесконтрольно вырваться наружу, не позволяет до установки обсадной колонны обрушиться стенкам скважины, пробуренным в мягких породах. Так вот, новый ингибированный буровой раствор обеспечивает большую устойчивость стенок надсолевого комплекса скважины, не позволяет набухать глинистым породам. Таким образом, новый буровой раствор улучшает технико-экономические показатели процесса бурения и повышает скорость проходки в надсолевом комплексе.

— Анатолий Николаевич, строительство скважин с использованием технологии «Многостадийного гидравлического разрыва пластов» дало очень хорошие результаты. Расскажите, как на примере конкретной скважины применялась новая технология?

— Для примера рассмотрим скважину №117g Мармовичского нефтяного месторождения. Там впервые была применена технология многостадийного гидравлического разрыва пластов. РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», являющееся сегодня образцом высокой технологической культуры, опробовало эту технологию на Северо-Домановичском и Речицком нефтяных месторождениях. Но в условиях Мармовичского месторождения технология применялась уже в новом качестве — с учетом максимальной экономической эффективности, с адаптацией к фактически вскрытому геологическому разрезу.

Скважина №117g Мармовичского месторождения была заложена с целью доразведки и полной выработки остаточных запасов туровских слоев елецкого горизонта в контуре с категорией запасов С2. Бурение осуществлялось буровым мастером Сергеем Ануфриенко районной инженерно-технической службы №1 Светлогорского УБР.
Согласно проектным решениям, строительство скважины разделили на два этапа. На первом этапе был пробурен «пилот-ствол», где в процессе бурения выделялись перспективные, продуктивные пласты-коллекторы елецкого горизонта. Был отборан керновый материал и проведен полный комплекс геофизических исследований. По результатам проводилось гидравлическое испытание пластов. На втором этапе по полученным геолого-геофизическим материалам «пилот-ствола» была выполнена корректировка проектных решений и пробурен второй, горизонтальный ствол с максимальной пространственной ориентацией по продуктивным пластам-коллекторам елецкого горизонта. Также были проведены геофизические исследования, по результатам которых выделили 6 перспективных зон для установки в обсадной колонне портов — приспособлений для вторичного вскрытия продуктивных отложений, не требующее дополнительных прострелочно-взрывных мероприятий.

В результате бурения скважина достигла проектной глубины — 3 665 м. Из них горизонтальная часть ствола составила 822 м с углом 87,3-87,8 градуса по продуктивным дроздовским слоям елецкого горизонта. Крепление скважины с компоновкой МГРП осуществили в 114-милиметровом диаметре. После крепления скважины, оборудованной 6 портами, выполнили ее освоение: произвели 6 гидроразрывов пластов — 6 стадий в одной скважине!
Освоение каждого порта проводили с применением беспакерной оснастки на «стингере», что значительно сэкономило время подготовительных работ перед проведением операций гидравлического разрыва пластов и, самое главное, повысило качество проводимых работ с минимизацией воздействия на технологическое оборудование. В процессе освоения продуктивных елецких отложений в скважину было внедрено около 800 кубических метров технической жидкости и 168 т проппанта — это керамические шарики, способствующие стабилизации трещин, получаемых в процессе гидравлического разрыва пластов.

10-15 лет назад об этом не могло быть и речи. Никто и никогда не позволил бы себе такую роскошь – заложить скважину в контур с такими запасами. Современные технологии позволила получить промышленный приток нефти, а значит — обеспечила окупаемость бурения скважины. Агрессивное воздействияе на продуктивные отложения такими технологиями, как «Многостадийный гидравлический разрыв пластов», не просто продолжает жизнь старых месторождений нефти, таких, как Мармовичское, но и повышает уровень их нефтедобычи путем вовлечения в разработку трудноизвлекаемых ресурсов.