Газоконденсатная залежь на площади Карадаг
А. Г. ДУРМИШЬЯН
В начале 1955 г. в юго-западной части Апшеронского полуострова, в 30 км от г. Баку, на площади Карадаг были открыты крупные залежи нефти и газа, в корне изменившие промышленную оценку этого района.
Впервые свиту «перерыва» на площади Карадаг вскрыла разведочная скв. 78, расположенная на далеком погружении южного крыла, на расстоянии 3,5 км от осевой линии складки. Указанная скважина бурилась в течение 5 лет четырьмя стволами. Не раз обсуждался вопрос о прекращении ее бурения и ликвидации по техническим причинам. И все же скважина была пробурена до глубины 3886 м и вскрыла полную мощность (125 м) свиты «перерыва» продуктивной толщи плиоцена.
При опробовании нижней пачки горизонта VIIa в интервале 3823-3815 м в январе 1955 г. скважина стала фонтанировать газом и конденсатом (белой нефтью). Начальный суточный дебит через 10-мм штуцер составлял 400 000 м3 газа и 80 т конденсата. При этом давление на устья достигало 290 ат.
Вслед за указанной скважиной свита «перерыва» была вскрыта и опробована скв. 70, расположенной на 1200 м по восстанию от скв. 78 и давшей такой же мощный фонтан газа и конденсата.
Данные этих скважин, стабильно фонтанирующих с большим дебитом газа и конденсата, послужили основанием для широкого разворота глубокого разведочного бурения на этой площади.
За три года разведки оконтурена большая площадь и выявлены новые перспективы.
Из 14 законченных бурением разведочных скважин свита «перерыва» оказалась продуктивной в 12 скважинах. Все они дали мощные фонтаны газа и конденсата.
По состоянию на 1 января 1958 г. указанные скважины при ограниченных отборах через 10-15-мм штуцеры добывают ежесуточно более 7 млн. м3 газа и некоторое количество конденсата.
Часть этих скважин эксплуатирует нижнюю песчаную пачку свиты «перерыва» (горизонт VIIa); в остальных скважинах, законченных бурением во второй половине 1956 г. и в 1957 г., перфорировалась вся продуктивная мощность свиты «перерыва» (совместно горизонты VIIa и VII).
В ходе разведочных работ в двух скважинах впервые на этой площади была вскрыта надкирмакинская песчаная свита (HKП) нижнего отдела продуктивной толщи (VIII горизонт Локбатана), залегающая на 220 м ниже подошвы горизонта VIIa. Обе скважины расположены в пределах разведанной части свиты «перерыва».
В скв. 120 при опробовании VIII горизонта в интервале 3689-3643 м был получен фонтан газа и легкой нефти удельного веса 0,798-0,804. Через 10-мм штуцер при устьевом давлении 210 ат скважина давала 300 000 м3 газа и 40 т нефти в сутки.
Разведочные работы на месторождении Карадаг продолжаются. Основные задачи этих работ заключаются в прослеживании вскрытых залежей как по простиранию (на запад), так и вниз по падению пластов на юго-восток, а также в выявлении новых продуктивных горизонтов в нижнем отделе продуктивной толщи.
Карадагская антиклинальная складка является очередным поднятием Западно-Апшеронской складчатой линии, охватывающей структуры Шабандаг-Аташкя-Пута-Кергез - Кызыл-Тепе. По своим большим размерам и оригинальной форме эта структура отличается от соседних складок Апшеронского полуострова и Кобыстана.
Карадагская складка состоит из двух частей: меридиональной и широтной. Меридиональная (северная) часть складки является продолжением южного окончания складки Кызыл-Тепе и разведана относительно слабо. Ось меридиональной части складки у грязевого вулкана Ахтарма резко поворачивает на запад, принимая широтное направление, проходит через грязевые вулканы Ахтарма, Торпаглы-Ахтарма и сопку Пильпиля, погружается на юго-запад под г. Карагош и вулкан Отман-Боздаг (рис. 1). Залежи газа и конденсата связаны с южным крылом широтной части складки.
В геологическом строении месторождения участвуют отложения апшеронского, акчагыльского ярусов и продуктивной толщи.
В присводовой части складки слои продуктивной толщи размыты на глубину до 1200 м, вследствие чего Карадагскую структуру следует относить к типу полураскрытых складок. Несмотря на это, литологические и тектонические экранирующие поверхности обусловили наличие в недрах этой структуры огромных скоплений газа и нефти.
Центральная часть складки покрыта сопочной брекчией. Здесь местами обнажаются слои сураханской и сабунчинской свит продуктивной толщи. Крылья структуры сложены акчагылом и апшероном.
Складка несколько асимметрична. Углы падения северного крыла широтной части складки составляют 60-70°, в присводовой части структуры их величина не превышает 20-25°. Такое изменение углов падения придает северной половине структуры сундучно-образную форму.
Углы падения южного крыла в присводовой части структуры достигают 50-55°, однако по мере погружения пласты значительно выполаживаются и в прибрежной зоне (район скв. 105) углы падения не превышают 20-30° (рис. 2).
По осевой линии складки проходит крупное продольное нарушение широтного направления, с которым связана деятельность ряда грязевых вулканов. Ширина пораженной вулканами зоны составляет 200 м. Это нарушение в восточной части структуры у горы Ахтарма разветвляется: одна ветвь, следуя изгибу оси, поворачивает в северном направлении; другая, незначительно меняя свое направление к юго-востоку, отсекает восточную периклинальную часть антиклинали (см. рис. 1). Этот экранирующий разрыв и обусловил формирование ряда залежей. Амплитуда указанных нарушений составляет 150-200 м.
Помимо указанных основных нарушений, отмечается ряд сбросов меньшей амплитуды. Наличие их тесно связано с особенностями строения складки, с резким изгибом пластов. С глубиной и на крыльях антиклинали они затухают.
Свита «перерыва» хорошо выделяется в продуктивной толще высокими значениями кажущихся удельных сопротивлений. В этой свите выделяются три участка, имеющие различную каротажную характеристику. Верхняя и нижняя части свиты, именуемые соответственно VII и VIIa горизонтами, отделены друг от друга преимущественно глинистой пачкой средней мощности 25 м. В разрезе этой глинистой пачки выделяются прослои песчаников. Количество и мощность этих прослоев в направлении погружения пластов увеличиваются, и тем самым глинистый раздел переходит в пачку песчано-глинистого чередования.
Еще ниже по структуре, в районе скв. 105, количество песчаного материала в этом разделе настолько увеличивается, что по существу «раздел» сливается с VII и VIIa, горизонтами в одну мощную песчаную пачку (см. рис. 2).
Мощность свиты «перерыва» на южном крыле складки в направлении погружения пластов заметно возрастает; в присводовой части в районе скв. 125 видимая мощность 80 м, а в более погруженной зоне достигает 130 м и более.
Такое значительное возрастание мощности свиты «перерыва» в направлении погружения южного крыла складки происходит за счет увеличения мощности коллектора. Таким образом, в направлении от свода к погружению южного крыла увеличивается как общая, так и эффективная мощность свиты «перерыва» (рис. 2, 3).
Мощность возрастает неравномерно: в юго-восточном направлении интенсивность нарастания мощности значительно больше, чем в южном и особенно в юго-западном.
В западном, направлении, наблюдается уменьшение эффективной и общей мощности свиты «перерыва». Однако данные глубоких скв. 140, 203, 213, 218, пробуренных в западной части структуры, в районе г. Карагош, показывают, что коллекторы в западном направлении все еще в достаточной мере сохраняются.
Составленная по данным глубоких скважин карта равных эффективных мощностей (см. рис. 3) дает основание полагать, что коллекторы свиты «перерыва» распространяются далеко на запад. Зона их распространения видимо охватывает соседнюю структуру Мягчик.
В присводовой части структуры в разрезе свиты «перерыва» за счет уменьшения мощности коллекторов появляются новые глинистые прослои. Количество глинистого материала к своду возрастает так интенсивно, что у оси складки свита «перерыва» переходит в сплошную глинистую пачку. Этот фактор создал благоприятные условия для экранирования залежи и обусловил сохранение огромных скоплений газа в этой свите.
Мощность VII горизонта составляет у свода 30 м, а в пониженной части структуры 65 м. Мощность горизонта VIIa соответственно составляет 25 и 55 м.
Горизонты VII и VIIa обладают одинаковой литологической характеристикой и представлены песками и песчаниками, чередующимися с небольшими прослоями глин. В направлении погружения пластов количество глинистого материала уменьшается и горизонты представляют собой пачки песков и песчаников.
Кажущееся сопротивление VII горизонта достигает 30-35 омм, горизонта VIIa 35-40 омм.
Анализ кернового материала показывает, что разрез указанных горизонтов отличается неоднородностью, вызванной неравномерным распределением карбонатного цемента, содержание которого колеблется в пределах от 3 до 35%. В результате этого прослои рыхлых высокопроницаемых песков чередуются с пропластками относительно плотных сцементированных песчаников. Этим и обусловливаются большие колебания значений пористости и проницаемости коллекторов горизонтов VII и VIIa.
По VII горизонту пористость, определенная по 19 образцам пород, изменяется от 4,7 до 23%. Проницаемость изменяется от 10 до 350 миллидарси, составляя в среднем 52 миллидарси.
По горизонту VIIa пористость определена по 20 образцам пород. Значение ее колеблется в пределах от 5,5 до 29,5%. Проницаемость, определенная по 11 образцам, изменяется от 6 до 684 миллидарси и в среднем составляет 153 миллидарси.
Однако следует указать, что фактические пористость горизонтов VII и VIIa несколько выше, чем цифры, полученные при анализе кернового материала. Объясняется это тем, что конструкция существующих колонковых турбодолот в сверхглубоких скважинах при тяжелом глинистом растворе, как правило, не обеспечивает выноса рыхлых песков и обычно выносятся только уплотненные разности. Горизонт VIII представлен более тонким и частым чередованием средне- и мелкозернистых песков, песчаников и глин. Количество песчаного материала здесь меньше, чем в горизонтах VII и VIIa.
На южном крыле Карадага горизонт VIII пока вскрыт в двух скважинах (скв. 120 и 212). Вскрытая мощность составляет 80-75 м. Подошва горизонта в указанных скважинах не вскрыта, однако данные скважин, расположенных на восточном тектоническом поле, говорят о том, что забои скв. 120 и 212 находятся недалеко от подошвы горизонта VIII.
Проведенные эксперименты дали возможность выявить основные искомые величины - давление начала обратной конденсации однофазной системы и эффективное давление максимальной конденсации в трапе.
Было установлено, что по всем скважинам свиты «перерыва» давление начала обратной конденсации ниже, чем пластовое давление. Это доказало, что залежь (газ и конденсат) свиты «перерыва» в пластовых условиях находится в однофазном газовом состоянии.
Однако следует добавить, что установленные закономерности действительны только для разведанной части залежи и недостаточны для суждения о состоянии ее в более погруженной зоне структуры, где не исключено наличие жидкой углеводородной фазы.
По скв. 120 горизонта VIII результаты исследования несколько отличаются от результатов скважин, эксплуатирующих свиту «перерыва». При наличии ретроградных явлений давление однофазного состояния смеси составило 480 ат. Ввиду того, что пластовое давление в скв. 120 по данным промысловых исследований составляет 380 ат, устанавливается, что смесь в пластовых условиях находится в двухфазном состоянии.
Конденсат, полученный из скважин свиты «перерыва», представляет собой прозрачную светло-желтого цвета жидкость удельного веса 0,778-0,758. Содержание бензина составляет 40- 50%, лигроин-керосиновой фракции 30-40%, фракции в пределах 300- 350 °С до 10 %, акцизных смол не более 0,5%.
В скв. 120 горизонта VIII конденсат темного цвета состоит из следующих фракций: бензина 30%, лигроина 30%, тяжелый остаток 40%; удельный вес (первоначальный) 0,804; содержание акцизных смол 4%.
Сопоставление разрезов указанных выше двух скважин показывает, что по горизонту VIII имеет место та же закономерность увеличения песчаного материала в направлении погружения пластов. Разрез скв. 120, расположенной вниз по падению пластав, содержит значительно (больше песчаного материала, чем присводовая скв. 212.
В процессе пробной эксплуатации разведочных скважин, фонтанирующих газом и конденсатом, проводились лабораторные и промысловые исследования для установления характеристики залежей, выяснения возможности эксплуатации пробуренных разведочных скважин и подготовки исходных данных для составления проекта разработки месторождения.
Лабораторные исследования проводились кафедрой теоретических основ теплотехники Азербайджанского индустриального института им. М. Азизбекова под руководством проф. К.В. Покровского и в газовой лаборатории АзНИИ НП X.А. Григорьяном и сводились к исследованию рекомбинированных проб газа и конденсата для выяснения фазового состояния залежи и связанных с ним вопросов.
Опыты проводились на аппаратуре PVT по исследованию пластовых нефтей. Рекомбинированные пробы составлялись в соответствии с существующими газовыми факторами на основе фактических промысловых данных.
Результаты исследования показали, что газоконденсатная смесь всех скважин подчинена законам ретроградного испарения. При увеличении давления в бомбе до 60-100 ат количество насыщенной газом жидкой фазы растет, т. е. происходит нормальная конденсация части углеводородов газовой фазы, а затем при дальнейшем увеличении давления оно снижается, и при давлении порядка 350 ат жидкая фаза совсем исчезает, т. е. происходит обратное или ретроградное испарение жидких углеводородов.
Фракционный состав жидкости, полученной из скв. 120, и результаты лабораторных исследований дают основание полагать, что эта жидкость представляет собой смесь нефти и конденсата. Скважина, будучи расположенной в зоне газонефтяного контакта, дает газ, насыщенный конденсатом, и некоторое количество нефти, поступающей с нефтяной оторочки. В процессе исследования при повышении давления в бомбе до пластового (380 ат) конденсат полностью испаряется, а нефть остается в жидкой фазе.
Указанные выше выводы относительно наличия нефтяной оторочки в горизонте VIII подтвердились результатами разведочной скв. 212, расположенной по отношению к скв. 120 на 600 м выше по структуре. В этой скважине, фонтанирующей газом и конденсатом, конденсат представляет собой прозрачную бесцветную жидкость удельного веса 0,758, состоящую из бензино-лигроиновых фракций.
Наличие в присводовой части структуры чистого конденсата (скв. 212) и в погруженной зоне смеси конденсата и нефти (скв. 120) является результатом того, что скв. 120 расположена в зоне газонефтяного контакта, а скв. 212 в районе газовой шапки. Эти данные не оставляют сомнения в том, что горизонт VIII в погруженной зоне структуры содержит нефтяную оторочку.
Промысловые исследования проводились методом установившихся отборов (методом постоянных штуцеров). Ряд скважин после исследования был закрыт для определения статического давления на устье.
В результате исследования установлено, что первоначальное пластовое давление в присводовой части структуры в свите «перерыва» составляло 340-360 ат, в пониженной части, в районе скв. 78 и 105 410 и 420 ат, забойные давления соответственно 300 и 370 ат.
По ряду скважин, расположенных в повышенной части структуры, в процессе эксплуатации пластовое давление снизилось ниже давления начала обратной конденсации, в результате чего по этим скважинам начались ретроградные явления.
Наиболее яркая картина ретроградных потерь имеет место в скв. 155. За 10 месяцев эксплуатации в указанной скважине газовый фактор возрос с 6500 до 8000 м3/т, а удельный вес конденсата снизился с 0,773 до 0,758. Эти изменения связаны с тем, что в процессе эксплуатации часть конденсата - его наиболее тяжелые компоненты - выделяется в порах пласта (рис. 5).
Для борьбы с преждевременными ретроградными потерями и для увеличения коэффициента извлечения запасов конденсата проводится соответствующая регулировка отбора: скважины, расположенные в повышенной части структуры, где имеют место ретроградные явления, эксплуатируются при небольших депрессиях на малых отборах; в пониженной части структуры, где имеется достаточный «запас» давления, отбор больше.
Такая регулировка является целесообразной еще потому, что содержание конденсата в газе вниз по падению пластов значительно увеличивается. Весьма характерными в этом отношении являются следующие данные. Если в скв. 155 на 1 ат падения пластового давления было добыто 300 т конденсата, то в скв. 78, расположенной на 1200 м ниже по структуре, добыто 2500 т (рис. 4). Эти данные подтверждают целесообразность ограничения отбора в повышенной части структуры.
Как бы велики ни были выявленные запасы газа и конденсата, перспективы Карадага далеко не ограничиваются ими.
Это объясняется тем, что вскрытые залежи не оконтурены и, по-видимому, имеют весьма широкое распространение как в направлении на юго-восток - вниз по падению пластов, так и на запад - по простиранию складки.
Данные самой глубокой скв. 105, расположенной у берега моря и фонтанирующей с суточным дебитом 900 000 м3 газа и 185 т конденсата, показали, что залежь свиты «перерыва» распространяется далеко в пределы акватории моря. Наряду с этим установлено, что в этих пределах находится наиболее продуктивная часть залежи, что связано с резким увеличением эффективных и общих мощностей коллекторов, с увеличением пластового давления в этом направлении, с ростом содержания конденсата в газе.
В настоящее время для разведки пониженной зоны структуры идет строительство ряда скважин в море. Бурение этих скважин позволит залежи на юго-восток.
Залежь не оконтурена также в западном направлении. Здесь в настоящее время фонтанируют скв. 140, 203, 218. Западнее этих скважин, в межструктурной зоне Карадаг-Мягчик, заложена целая группа разведочных скважин.
Наличие коллекторов (см. рис. 3) и высокого этажа залежи, значительно превышающего амплитуду межструктурной впадины, не оставляет сомнения в том, что залежь свиты «перерыва» (возможно, и подстилающих горизонтов) распространяется сплошной полосой на запад и охватывает межструктурную зону и структуру Мягчик.
Таким образом, выявленные залежи Кар адата не ограничиваются пределами одной складки и, видимо, охватывают обширную зону расположения ряда структур (Карадаг, Мягчик и др.).
Не менее перспективными являются нижние, еще не вскрытые горизонты нижнего отдела продуктивной толщи, в особенности кирмакинская свита. Пробуренные в межструктурной зоне Пута-Карадаг скв. 1700, 185 показали, что в направлении к площади Карадаг, в кирмакинской свите появляются мощные пачки песков и песчаников. Эти коллекторы в районе Карадагской антиклинали должны быть продуктивными.
С открытием на Карадагском месторождении крупнейших залежей газа и конденсата по существу начинается новый этап в истории нефтяной промышленности Азербайджана. Это обусловливается не только особенностями и крупными размерами этих залежей, но в основном тем, что с открытием их по существу устанавливается перспективность целой серии подобных месторождений, приуроченных к погруженной зоне северо-западного борта Каспийской впадины.
Поэтому дальнейшие перспективы гаэонефтеносности этого района связаны не только с доразведкой Карадагской складки, но и с широкой разведкой прилегающей к ней группы структур.
Рис. 1. Структурная карта по кровле свиты „перерыва" (VII горизонт) Карадагской площади.
Рис. 2. Изменение песчанистости свиты „перерыва" в направлении падения пластов.
1 - глины; 2 ~~ пески.
Рис. 3. Южное крыло структуры Карадаг. Карта, равных эффективных мощностей: свиты “перерыва”.
Рис. 4. Изменения характеристики скв. 78 площади Карадаг в процессе пробной эксплуатации.
Рис. 5. Изменения характеристики скв. 155 площади Карадаг в процессе пробной эксплуатации.
