|
УДК 550.8:622.276.23 |
О рациональной разведке газовых залежей с нефтяной оторочкой
На примере месторождений Бухаро-Хивинской газонефтеносной области.
M.Я. Зыкин, В.А. Козлов, Л.Г. Кузьмук
Как известно, ввод газовых залежей в разработку, в том числе и в опытно-промышленную эксплуатацию, разрешается только при отсутствии под ними нефтяной оторочки, имеющей промышленное значение. Это положение предъявляет большие требования к методике геологоразведочных работ как на стадии поисков залежей газа с нефтяной оторочкой, так и в особенности на стадии их разведки.
В настоящем сообщении освещаются общие принципы методики разведки газовых залежей с нефтяной оторочкой, а также некоторые ее особенности применительно к месторождениям Бухаро-Хивинской газонефтеносной провинции.
Разведку газовых залежей с нефтяной оторочкой целесообразно проводить в два этапа.
На первом этапе, начинающемся после выявления газовой залежи, если по прогнозу [1] можно ожидать наличие нефтяной оторочки, бурение направляется на ее поиски [6]. При этом скважины следует располагать в той части структуры, где имеются наилучшие условия для вскрытия нефтяной оторочки. Так, если условий для смещения нефтяной оторочки на одно из крыльев или периклиналь складки нет, то наиболее благоприятным участком для заложения профиля поисковых скважин на нефть является пологое крыло или периклиналь. Здесь ширина нефтяной оторочки должна быть наибольшей и, следовательно, вероятность попадания в оторочку максимальная. При наличии условий для смещения нефтяной оторочки глубокие скважины следует закладывать на участке наименьшего напора пластовых вод.
Очень важным является установление гипсометрического положения нефтяной оторочки расчетным путем [5]. Для этого необходимо иметь точные замеры пластового давления в газовой и законтурной частях пласта, а также плотности воды в пластовых условиях. При наличии этих данных рассчитывается отметка «условного» ГВК, в зоне которого и будет расположена нефтяная оторочка. Значит, гипсометрическое положение «условного» ГВК определяет местоположение первой поисковой скважины на нефтяную оторочку.
При отсутствии достоверных данных о пластовом давлении и плотности воды нужно проводить ориентировочный расчет ГВК, приняв параметры для расчета по аналогии со значениями их на соседних площадях и с данными региональной гидрогеологии, и тем самым обоснованно определить местоположение профиля скважин на нефть. Такие расчеты особенно необходимы для залежей, приуроченных к сложно построенным карбонатным коллекторам, в которых определение контактов газ-вода, нефть-вода и газ-нефть по каротажу представляет особенные затруднения.
Второй этап начинается после выявления нефтяной оторочки под газовой залежью. На этом этапе разведка направляется на установление промышленного значения этой оторочки и целесообразности проведения доразведки как нефтяной оторочки, так и газовой части залежи.
В некоторых случаях непромышленное значение нефтяной оторочки может быть определено по результатам комплексного изучения материалов, полученных по первым скважинам, вскрывшим эту оторочку (например, малая нефтенасыщенная мощность пласта в наиболее благоприятных условиях залегания оторочки, при которой невозможно получить безводный или безгазовый приток нефти, получение непромышленного притока нефти или нефти с низкой товарной характеристикой). Однако по большинству газовых залежей с нефтяной оторочкой окончательные выводы о промышленном или непромышленном значении последних по результатам испытания первых скважин делать не следует. Исказить оценку промышленного значения нефтяной оторочки могут и непредставительная промыслово-геофизическая характеристика коллектора, и некачественные кратковременные испытания скважин, вскрывших нефтяную оторочку. Поэтому в первых таких скважинах обязательным является проведение работ по интенсификации притоков нефти. Еще более важно определение устойчивости дебита нефти. В результате опыта разработки нефтяных оторочек установлено, что случаи очень быстрого обводнения или перехода на газ скважин, вскрывших нефтяную оторочку, весьма часты. Поэтому оценка промышленного значения нефтяной оторочки проведением опытно-промышленной эксплуатации на нефть газовых залежей с нефтяной оторочкой в большинстве случаев должна являться непременным условием их разведки [6]. Отсутствие данных опытно-промышленной эксплуатации нефтяной оторочки нередко приводит к значительному перерасходу средств на разведку залежей с оторочкой подчиненного промышленного значения, неверному определению величины извлекаемых запасов и главное к необоснованному вводу в разработку нефтяных оторочек как самостоятельных объектов эксплуатации. Последнее ведет к задержке разработки газовой залежи и перерасходу средств на эксплуатационное разбуривание на нефть.
На многопластовом газонефтяном месторождении необходимость выявления и детальной разведки нефтяных оторочек промышленного значения в большинстве случаев требует выделения групп продуктивных горизонтов или даже отдельных горизонтов, к которым приурочены газовые залежи с нефтяной оторочкой в самостоятельные этажи разведки [3]. Для газовых частей таких залежей в ряде случаев можно ограничиться лишь единичными опробованиями.
Следовательно, при выделении этажей разведки для нефтяных и газовых частей одних и тех же групп залежей необходим дифференцированный подход. Например, если на месторождении выявлено несколько газовых залежей с нефтяной оторочкой промышленного значения, причем площади нефтеносности этих оторочек в плане не совпадают, тогда разведка каждой оторочки должна проводиться самостоятельными профилями скважин. Каждую такую нефтяную оторочку следует выделять в отдельный этаж разведки. Значит, этажи разведки для одной и той же группы продуктивных горизонтов могут быть различные - дробные для нефтяных частей и укрупненные для газовых частей группы залежей.
При проведении поисково-разведочных работ на многопластовом месторождении, содержащем газовые залежи с узкими, сложно построенными нефтяными оторочками, наиболее рациональным для оценки их промышленного значения будет ввод в опытно-промышленную эксплуатацию тех скважин, которые вскрыли оторочку в наиболее благоприятных для эксплуатации условиях. Если на подобном месторождении выявлена газовая залежь с крупной нефтяной оторочкой, то часть скважин, закладываемых для разведки этой оторочки, целесообразно углублять до вскрытия ими нижних оторочек. Это позволит за счет некоторого перерасхода разведочного объема бурения выявить и более надежно разведать нижележащие узкие оторочки без бурения специально на них поисковых и разведочных скважин. Все неудачные скважины при этом будут возвращены на крупную оторочку.
Исходя из изложенного выше можно заключить, что этажи разведки следует выделять таким образом, чтобы для каждого профиля скважин ставился комплекс задач по разведке определенной группы залежей. При этом целесообразно верхним объектом исследования для каждой скважины намечать тот, который необходимо в первую очередь ввести в опытно-промышленную эксплуатацию для быстрейшего решения вопроса о промышленном значении объекта.
Показательным примером развития под газовыми залежами нефтяных оторочек промышленного и непромышленного значения является Бухаро-Хивинская газонефтеносная область (рис. 1.). Здесь развиты преимущественно газовые месторождения, чисто нефтяные месторождения с промышленными запасами не установлены. Нефтяные скопления в продуктивных горизонтах встречаются главным образом в виде оторочек под газовыми залежами и лишь в единичных случаях в виде чисто нефтяных залежей, приуроченных к многопластовым газонефтяным месторождениям. В размещении залежей газа и нефти на данной территории отмечаются определенные закономерности [4, 7]. Так, на Бухарской ступени диапазон газонефтеносности охватывает юрские и меловые отложения. К этому району приурочено большинство газовых залежей как с промышленной, так и с непромышленной нефтяными оторочками. Промышленные нефтяные оторочки под газовыми залежами приурочены здесь в основном к горизонту XIII нижнего мела (месторождения Газли, Караулбазар, Джаркак, Шуртепе, представленного терригенными породами), и к горизонтам XV-XVI верхней юры (месторождения Акджар, Шурчи, Юлдузкак, Карабаир, Карактай и др.), представленных карбонатными и карбонатно-терригенными породами.
На Чарджоуской ступени, в пределах которой породы осадочного чехла и фундамента погружены на значительно большие глубины, газонефтеносность связана лишь с верхнеюрским карбонатным комплексом. Промышленных скоплений нефти в этом районе не установлено, хотя на многих разведочных площадях при бурении и опробовании глубоких скважин имелись многочисленные нефтепроявления вплоть до промышленных притоков нефти (месторождения Фараб, Уртабулак, Памук, Кемачи-Зекры и др.). Нефть встречается здесь в виде незначительных скоплений, чаще всего под массивными газовыми залежами как правило в ловушках, предельно заполненных газом. Притоки нефти наблюдаются как в водоносной части горизонта на погружениях крыльев и периклиналей складок, так и в пределах газовых залежей, (газовые месторождения Денгизкульского поднятия Уртабулак и Самантепе). Скопления нефти в карбонатном разрезе приурочены в основном к южной и юго-восточной частям Чарджоуской ступени, непосредственно примыкающей к наиболее погруженным участкам Амударьинской синеклизы - Заунгузскому и Бешкентскому прогибам.
На основании проведенного комплексного геологического анализа установлено, что наблюдающиеся закономерности размещения залежей газа и нефти на территории Бухаро-Хивинской газонефтеносной области обусловлены главным образом особенностями геологического развития района, условиями газо- нефтеобразования, а также миграции углеводородов и формирования их залежей [7, 8].
Основные выводы из этого анализа следующие.
Рассматриваемая территория является областью преимущественного газообразования. Условия для образования нефти как самостоятельной жидкой фазы, способной накапливаться в виде промышленных залежей, были благоприятными лишь в южных наиболее погруженных частях Амударьинской синеклизы.
Формирование залежей газа и нефти происходило в результате широкой струйной миграции и дифференциального улавливания углеводородов с юга и юго-запада. При этом на Чарджоуской ступени происходила преимущественно латеральная миграция по карбонатному разрезу верхней юры, в результате которой все ловушки, расположенные на путях миграции, оказались предельно заполненными газом (рис. 2). Нефть, полученная при бурении и опробовании ряда скважин на этой ступени, является, по-видимому, остаточной, задержавшейся на путях миграции в сложно построенном карбонатном разрезе келловей-оксфордского яруса. Основные ее количества, а также значительное количество газа, мигрировали вверх по восстанию пластов на Бухарскую ступень, где, кроме латеральной, широкое развитие имела и вертикальная миграция газа и нефти.
Таким образом, одной из важных особенностей газонефтеносности карбонатного разреза юры на Чарджоуской и ряде месторождений Бухарской ступеней является наличие нефтяных скоплений под газовыми залежами, полностью заполняющими ловушки газом. В таких условиях нефтяные оторочки под газовыми залежами в карбонатном разрезе должны иметь площадное распространение и весьма малую высоту, исчисляемую всего несколькими метрами [7]. Общей причиной образования нефтяной оторочки под газовыми залежами, заполняющими ловушку до замка, является миграция нефти под этими залежами. При застойном режиме пластовых вод миграция нефти может происходить за счет нарастания этажа нефтеносности от замка ловушки к той ее части, куда подходит мигрирующая нефть. Одним из основных препятствий выходу нефти из зоны ловушки является резко суженное сечение ее потока на замке ловушки. Нефть здесь мигрирует по кровельной части пласта, проницаемость пород которой бывает существенно ниже проницаемости пород остальной части пласта. Этим в основном и обусловливается наличие под такими залежами нефтяной оторочки небольшой высоты, которую иногда трудно установить при испытании скважин.
Типичным месторождением, имеющим такую нефтяную оторочку, подстилающую газовую залежь, является Каримское, расположенное в зоне сочленения Чарджоуской и Бухарской ступеней. На этом месторождении в процессе разведочных работ была выявлена газовая залежь, приуроченная к верхнеюрскому трещиновато-кавернозному карбонатному коллектору (горизонты XV-XVа). В первой же скважине был получен промышленный приток газа и нефти, а в скв. 3 и 5 (вместе с газом и водой) незначительные притоки или пленки нефти. Пленки нефти с водой и газом были получены также и в специально пробуренных на нефть скв. 7 и 8. Несмотря на то что мощность нефтенасыщенной части разреза составляет 5-7 м, притоки чистой нефти в скважинах, вскрывших эту часть залежи, не получены.
Из изложенного можно сделать вывод, что в условиях предельного заполнения ловушек газом можно не проводить дополнительное бурение для детальной разведки предполагаемой нефтяной оторочки при получении промышленного притока нефти. В этих случаях, в первую очередь, необходимо установить в процессе опытно-промышленной эксплуатации газовой залежи возможность попутной добычи нефти газовыми скважинами. Возможность и величина попутной добычи нефти при разработке газовой залежи должны быть подтверждены соответствующими расчетами и длительной опытной эксплуатацией газовых скважин [2]. Разведочные скважины (скв. 22 Уртабулак, скв. 13 Памук и др.), давшие фонтанный приток нефти, следует вводить в опытно-промышленную эксплуатацию для определения стабильности рабочего дебита и установления возможности продолжительной эксплуатации без газа и воды. Практикой установлено, что в процессе эксплуатации маломощных оторочек нефти скважины быстро обводняются или переходят на газ. Разработка их возможна только при весьма малых депрессиях на пласт, которые не обеспечивают промышленного притока нефти из скважин. При депрессиях, позволяющих получать промышленные притоки нефти, внедрение воды в нефтяную часть залежи происходит весьма интенсивно. Так, на месторождении Северный Мубарек после трехмесячной опытной эксплуатации скв. 21 и извлечения всего 400 г нефти газовый фактор поднялся до 10-12 тыс. м3/т. На месторождении Карактай за пять лет разработки нефтяной залежи в горизонтах XV-XVI полностью обводнились скважины несмотря на то, что кровля продуктивного пласта в них находилась над ВНК, от 20 до 100 м.
На Бухарской ступени отмечаются и некоторые отличительные особенности формирования газовых залежей с нефтяной оторочкой, связанные с наличием здесь благоприятных условий для вертикальной миграции газа и нефти. Эти особенности обусловливаются как наличием или отсутствием надежных покрышек для газа и нефти, так и их экранирующей способностью для каждого из этих полезных ископаемых. Установлено [4, 7], что верхнеюрская соляно-ангидритовая и меловые глинистые покрышки могут в ряде случаев полностью или частично пропускать газ и являться надежным экраном для нефти, т.е. обладать сепарирующими свойствами. В процессе миграции газа и нефти под такими покрышками могут формироваться газовые залежи с промышленной нефтяной оторочкой или чисто нефтяные залежи. Такими примерами являются промышленная нефтяная оторочка под газовой залежью в XV-XVI горизонтах месторождения Шурчи, нефтяная залежь с газовой шапкой в горизонтах XV-XVI месторождения Карактай (65), нефтяная оторочка под газовой залежью в горизонте XIII месторождения Газли и др.
Изучение экранирующих свойств покрышек и особенностей формирования газовых залежей с нефтяной оторочкой позволит наметить рациональное проведение разведочных работ. Получение промышленного притока нефти под покрышками, способными удерживать только нефть, указывает на (возможное наличие промышленных нефтяных оторочек или залежей. Это должно являться обоснованием для проведения детальной разведки и опытно-промышленной эксплуатации такой залежи. Нефтяные оторочки промышленного значения, приуроченные к юрским и меловым отложениям, должны быть самостоятельными объектами разведки и эксплуатации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Великовский А.С., Савченко В.П., Саввина Я.Д., Юшкин В.В., Зыкин М.Я. Прогнозирование нефтяной оторочки в газоконденсатном пласте по составу пластового газа. - «Газовая промышленность», 1965, № 9.
2. Зыкин М.Я. О разработке газовых залежей с нефтяной оторочкой непромышленного значения. - «Газовая промышленность», 1966, № 9.
3. Козлов В.А. Выделение этажей на многопластовых газовых месторождениях. - «Газовая промышленность», 1964, № 4.
4. Кузьмук Л.Г., Нурбаев А.М. Некоторые особенности формирования залежей нефти и газа Амударьинской газонефтеносной области в связи со струйной миграцией. Труды ВНИИгаза, вып. 42/50. М., «Недра», 1968.
5. Савченко В.П. Вопросы формирования нефтяных и газовых залежей. - «Нефтяное хозяйство», 1952, № 5.
6. Савченко В.П., Зыкин М.Я. О методике разведки газовых залежей с нефтяной оторочкой. - «Геология нефти и газа», 1966, № 12.
7. Савченко В.П. Методика направленных поисков газовых месторождений. Труды ВНИИгаза, вып. 42/50. М., «Недра», 1968.
8. Савченко В.П., Кузьмук Л.Г., Козлов В.А. Некоторые вопросы методики поисков и разведки газовых месторождений в карбонатном разрезе. - «Геология нефти и газа», 1970, № 8.
ВНИИгаз
Рис. 1. Обзорная карта газовых и газонефтяных месторождений Бухаро-Хивинской газонефтеносной области (составил Л.Г. Кузьмук).
Месторождения: 1 - газовые; 2- газонефтяные; 3 - нефтяные; 4- структуры водоносные; 5 - разведочные площади; 6 - зоны поднятий: I - Янгиказганская, II - Газлинская, III - Каганская, IV - Карши-Мубарекская, V - Чарджоуская, VI - Денгизкульская; 7 - дизъюнктивные нарушения; 8 - глубинные разломы: А-Амударьинский; Б - Бухарский; 9 - промышленные притоки нефти при опробовании скважин; 10 - выходы пород фундамента на поверхность; 11 - линия профиля. Наименование месторождений: 1 - Газли; 2 - Шурчи; 3 - Акджар; 4 - Джаркак; 5 - Юлдузкак; 6 - Ходжикаскан; 7 - Кемачи-Зекры; 8 - Шуртепе; 9 - Северный Мубарек; 10 - Карим; 11 - Карактай; 12 - Памук; 13 - Уртабулак; 14 - Фараб; 15 - Самантепе.
Рис. 2. Схематический геологический профиль по линии структур Самантепе - Шурчи (составил Л.Г. Кузьмук).
1 - песчаники; 2- глины; 3 - мергели; 4 - известняки; 5-ангидриты; 6- каменная соль; 7 - породы кристаллического фундамента; 8 - залежи газа с нефтяной оторочкой; 9 - залежи газа; 10 -дизъюнктивные нарушения.