К оглавлению

УДК 622.276/277:553.981/ .982(575.13)

О влиянии гидрогеологических факторов на формирование режимов разработки залежей нефти и газа Ферганы

Р. Г. Семашев, М. Г. Ованесов, Э. К. Ирматов

В мезозойско-кайнозойских отложениях Ферганы выявлено свыше 30 многопластовых месторождений нефти и газа, разработка которых, начатая с 40-х годов, продолжается до настоящего времени. В более старых месторождениях: Ким, Майлисай, Чаур, Нефтеабад и других эксплуатация в основном закончилась.

Для многих месторождений нефти и газа в первоначальном варианте проекта разработки предусматривались условия эксплуатации при упруго водонапорном режиме. Обращалось внимание на близость месторождения к зоне выходов пласта (от 1 до 15 км), значительный перепад гипсометрических высот пласта в зонах питания и отбора (от 1,5 до 5 км), региональную протяженность пласта, его хорошие проводящие свойства, о чем свидетельствовали высокие дебиты первых скважин (от 90 до 450 т/сут) и т. д. В дальнейшем в проект вносились существенные изменения, так как в процессе эксплуатации обнаруживалось малоэффективное влияние вод, окружающих залежь. Это влияние усиливалось на последнем этапе эксплуатации, когда значительная часть запасов была выработана при режимах упругом, газовой шапки, растворенного газа, причем оно быстрее наступало для месторождений, расположенных ближе к периферии бассейна (Чимион, Чаур, Яркутан, Нефтеабад и др.).

В этом отношении интересен пример Чимионского месторождения, которое расположено в 4 км от выходов палеогена на поверхность и представлено залежью нефти в V пласте палеогена, экранированной продольным сбросом по южному крылу складки. В 1904 г. из скважины-первооткрывательницы 2 был получен фонтан нефти дебитом 130 т/сут. Фонтанировали и другие скважины. До 1910 г. освоение залежи происходило при режиме растворенного газа. К этому времени пластовые давления более чем наполовину снизились, газовая энергия практически была истощена, а нефтедобыча не увеличивалась, несмотря на бурение дополнительных скважин. После 1910 г. отмечается усиленное продвижение контурных и подошвенных вод. К 1930 г. залежь была полностью обводнена и на 1 т добычи нефти приходилось 80-85 т воды. После длительной консервации в 1942-1960 гг. залежь эксплуатировалась периодически в основном насосным способом. К этому времени в пределах залежи произошло перераспределение воды и нефти, а пластовые давления стабилизировались. Режим разработки стал близок к водонапорному, связанному с поступлением вод с зон инфильтрации. На это указывает широкое опреснение пластовых вод с понижением минерализации до 150 мг-экв/л и меньше при сохранении хлоркальциевого типа вод.

Но для месторождений, удаленных от горного обрамления, влияния водонапорной системы на поддержание пластовых давлений в зоне отбора не наблюдалось и при обводнении залежи. Об этом свидетельствуют, например, условия эксплуатации месторождения Избаскент, расположенного в Северо-Восточной Фергане, в 15 км от горной зоны выходов. Разработка этого месторождения намечалась при упруго водонапорном режиме. Обнадеживающей была высокодебитность первых скважин, фонтанировавших при высоком напоре, благоприятными представлялись и другие условия. Однако эксплуатация месторождения Избаскент с начала разработки сопровождалась быстрым падением пластовых давлений, которое практически не компенсировалось обводняющими залежь пластовыми водами. По анализу условий эксплуатации, проведенного С.Н. Назаровым, было установлено, что режим разработки палеогеновых залежей месторождения Избаскент имеет черты режима истощения.

Эксплуатация большинства ферганских месторождений нефти и газа, сопровождающаяся быстрым и часто пропорциональным отбору падением пластового давления при малом воздействии окружающих вод, многими исследователями объясняется ограниченностью связей разрабатываемой залежи с водонапорной системой. В числе причин приводятся: невысокие коллекторские свойства пластового резервуара; ухудшение коллекторских свойств отложений от свода к крыльям; экранирование залежи тектоническими нарушениями, литологической изменчивостью пласта и пр. В тех случаях, когда эти факторы имеются, условия взаимодействия залежи и окружающей водонапорной системы нарушаются, и эксплуатация залежи происходит главным образом за счет ее собственных энергетических ресурсов. В то же время имеются примеры, когда залежь длительное время эксплуатируется при режимах: упругом, газовой шапки, растворенного газа в пластах с хорошими коллекторскими свойствами - до 0,5-0,2 Д (Палванташ, V и VII пласты, Северный Сох II, V, VII пласты и др.) или в ловушках с ненарушенной сплошностью пласта - Майлису IV, Чангырташ и др. (табл. 1). Можно отметить также, что тектоническая дислоцированность складки не всегда ограничивает связь залежи с водонапорной системой. Например, для того же месторождения Избаскент, осложненного рядом продольных нарушений с амплитудой 20-40 м, отмечается понижение уровней в скважинах - пьезометрах пропорционально падению давлений в сводовой части складки. Напротив, тектоническая дислоцированность пласта, по нашим наблюдениям, способствовала более широкому развитию депрессионной зоны на расстояние до 10 км и больше с понижением пластовых давлений на 40-30 ат по сравнению с первоначальными (см. рисунок).

На процессы перераспределения пластовых давлений могут оказать влияние также региональные разломы, особенно распространенные в Фергане по южному борту. В ряде случаев эти разломы обладают экранирующими свойствами, в других - представляют условия для вертикальной разгрузки пластовых вод или перемещения их из одного блока в другой. Эти разломы могут ограничивать взаимосвязь отдельных участков водонапорной системы или между собой, или с горной зоной создания напоров, что отразится на процессах эксплуатации. Разработка северной группы месторождений - Майлису IV, Кызыл-Олмы, Наманганского и других, расположенных в слабо осложненной разломами области, проводится при упругом режиме или режиме растворенного газа.

В табл. 2 приведены данные по режимам разработки большинства палеогеновых месторождений Ферганы. По результатам исследований С.Н. Назарова, П.К. Азимова, X.Т. Тургунова, А.Л. Сергеева, A.М. Хуторова, А.С. Чеканцева, B.И. Праслова и других, можно выделить три стадии разработки. В начальной стадии освоение залежи происходит при усиленном фонтанировании с максимальной удельной и годовой нефтедобычей. Режим залежи упругий или газовой шапки. Вторая стадия освоения наступает через несколько лет, когда намечается тенденция снижения отбора при быстром падении пластовых давлений. Общая нефтедобыча снижается, несмотря на бурение дополнительного числа скважин. Воды, окружающие залежь, либо малоподвижны, либо продвижение их в пределы залежи не характеризует условия активного участия в процессах эксплуатации. В результате расширения зоны депрессии пластовые воды проникают по наиболее дренируемым прослоям приконтурной зоны залежи, падение пластовых давлений продолжается при уменьшении нефтеотдачи за счет обводненности рабочих скважин. Вторая стадия продолжается от 5 до 15 лет и более и характеризуется упругим режимом или режимом растворенного газа. Третья, последняя, стадия охватывает период стабилизации нефтедобычи и оживления ранее малоактивных вод и типична для залежей, расположенных в периферийных районах. Режим разработки упруго-водонапорный, реже гравитационный или водонапорный. Указанная стадийность процессов эксплуатации в табл. 1 выражается смещением вправо той или иной разрабатываемой залежи.

По нашему мнению, основной причиной, вызывающей подобные условия эксплуатации ферганских залежей нефти и газа, является принадлежность их к внутренней геогидродинамической системе Ферганского бассейна, которая объединяет водонапорные системы элизионного типа, широко распространенные в пластах и комплексах осадочной толщи Ферганы. Эта система занимает центральные районы впадины, а по некоторым комплексам и периферийные участки. Наряду с нею, в периферийных районах развита внешняя геогидродинамическая система, отражающая инфильтрационный тип водонапорных систем [1, 2]. По результатам гидродинамических наблюдений большинства ферганских залежей расположено в пределах внутренней системы. Некоторые из месторождений: Нефтеабадское, Андижанские, Палванташские и другие расположены вблизи границы между системами, а Чаурское, Яркутанское, Чимионское, Ходжаабадское, Чангырташское - в ее пределах. Ряд месторождений, находящихся на границе пласта в пределах внутренней системы - Ким, Майлисай, Шорсинские имели первоначальный режим фонтанирования, затем растворенного газа и позднее близкий к гравитационному.

Внешняя система характеризуется нормальными значениями пластовых давлений и пьезоповерхностью, обусловленной гипсометрией пласта в зонах внешнего создания напора и разгрузки системы. Внутренняя система характеризуется аномальными величинами пластовых давлений, близких к геостатическим в центральных районах депрессии. Ее пьезоповерхность превышает гипсометрию выходов пласта по периферии бассейна на 1000-2000 м, но постепенно понижается до нее по мере приближения к окраине депрессии.

При ориентировочных расчетах можно определить величины приращения пластовых давлений в пределах внутренней системы относительно нормальных или условно гидростатических давлений, характерных для внешней системы рассматриваемого пласта. Пьезоповерхность последней в общем случае ненамного отличалась бы от гипсометрии земной поверхности между зонами внешнего питания и разгрузки. Разность пьезоповерхностей систем будет ориентировочно означать величину приращения напора или пластового давления ΔР. Для элемента пласта V₀ это приращение будет выражать накопление в пласте некоторого количества жидкости ΔQизб, избыточного по отношению к нормальному – Qн, и определяться по формуле В.Н. Щелкачева.

По другой формуле можно сравнивать количества жидкости в пласте

Где m и β* - коэффициенты пористости и упругоемкости пласта и жидкости [5]. Исходя из наблюдаемых в Фергане величин ΔP=20-200 ат, m=0,1-0,2, β*=1,3-2,5*10^-5 ат, подсчитанный упругий запас за счет накопления в пласте некоторого избыточного количества жидкости составляет от 0,1 до 5% и больше от количества жидкости в пласте при нормальных условиях.

Полученные ориентировочные данные свидетельствуют о наличии в пластовых резервуарах Ферганы значительных количеств избыточной жидкости, резко увеличивающей упругие запасы пласта. Этим обстоятельством объясняется интенсивное и сравнительно долгое фонтанирование первых скважин, вступающих в эксплуатацию. Учитывая региональное развитие внутренней системы в продуктивных пластах вплоть до выхода их на поверхность, роль упругих запасов этого вида будет главной на первом этапе разработки, которая сохраняет свое значение и в последующем, пока зона депрессии разрабатываемой залежи не продвинется по пласту к периферии бассейна, где зона выходов становится в этом случае областью создания внешнего напора и инфильтрации, т.е. источником дополнительной энергии в пласте. В этом случае наступает вышеуказанная заключительная стадия разработки, характеризующаяся усилением активности пластовых вод и сменой прежнего режима разработки на упруго водонапорный или водонапорный. При этом в пласте выше залежи условия внутренней системы сменяются условиями внешней системы. Подобный дополнительный источник пластовой энергии имеется и для вод внутренней системы - это зоны выжимания плотно связанных вод из уплотняющихся глинистых разностей. Но эффективность этого источника сказывается лишь в геологических масштабах времени и пространства и воздействием его в течение 20-40 лет (обычный срок эксплуатации) практически можно пренебречь. Это обосновывается чрезвычайно малыми скоростями выжимания связанных вод из плотных глин, не превышающих тысячных долей миллиметров в год, по данным Дж. Уэллера, В. Д. Флорина [3, 4].

Ориентировочно можно определить эффективность такого источника для зоны разработки в пределах внутренней системы по формуле:

Где ΔQизб - дополнительное количество жидкости, поступившее в пласт, равное произведению скорости выжимаемых вод - V, м/год; общей поверхности кровли-подошвы данного элемента пласта 2S², м²; времени эксплуатации - Δt, год; h - мощность пласта, м.

При сроке эксплуатации 40 лет, мощности пласта 20-50 м и его пористости 0,1-0,2 дополнительное количество жидкости, поступившее в выделенный элемент пласта, составит от 0,008 до 0,0008% имевшегося количества жидкости, что крайне мало, так как выразится приращением пластового давления всего на 1-2 ат. Поэтому в восстановлении нарушенного энергетического баланса пласта существенное значение может иметь лишь только внешний дополнительный источник пластовой энергии, связанный с зонами инфильтрации. Через эти зоны, как показывает практика разработки месторождений нефти и газа, расход жидкости в пласте может увеличиваться, приводя к поддержанию пластовых давлений в зоне отбора, к частичной, реже полной компенсации отбора жидкости из пласта.

Естественно, чем ближе к периферии бассейна разрабатываемая залежь и лучше условия гидродинамической связи по пласту, тем быстрее наступит этап усиления активности пластовых вод. Но этот этап наступит не раньше, чем величина общего отбора приблизится к избыточному количеству жидкости, накопившемуся в пласте примерно на площади круга с радиусом от центра залежи до границы пласта. Например, для месторождения Избаскент это количество избыточной жидкости в пластах палеогена по ориентировочному расчету составляет величины на порядок больше залежи нефти в соответствующем пласте.

Таким образом, иногда создаются условия, когда даже полная выработка залежи не приведет к появлению дополнительного внешнего источника пластовой энергии и, следовательно, к более эффективному участию водонапорной системы в процессах разработки. Режим разработки будет оставаться прежним - упругим или растворенного газа.

В ряде случаев невысокая проводящая способность пласта приводит к длительным процессам перераспределения пластовых давлений. Согласно расчетам, время распространения давлений до горной зоны выходов для месторождений, значительно удаленных от борта депрессии, составляет значительную часть времени эксплуатации. В месторождениях, расположенных на небольших расстояниях от границы пласта, таких, как Чимионское, Палванташское и другие, участие пластовых вод в процессах разработки, по наблюдениям, сказывается через 5-10 лет и больше с начала эксплуатации. Разработка месторождения Ходжаабад была начата при упруго водонапорном режиме.

Можно отметить, что упруго водонапорный режим, формирующийся на заключительной стадии эксплуатации залежи нефти, практически мало способствует извлечению нефти, так как в обстановке снизившихся пластовых давлений, обводненности залежи усиление активности окружающих вод приводит к быстрому обводнению забоев работающих скважин и затем к общему снижению нефтедобычи.

Условие крайней близости залежи к выходам пласта на поверхность не всегда оказывается благоприятным.

Так, для месторождений Ким, некоторых участков Яркутана, Южного Аламышика и других первоначальный упругий режим разработки, затем растворенного газа сменился режимом, близким к гравитационному. Причина этого - литологическое или тектоническое экранирование зоны выходов продуктивного пласта, либо недостаточная обеспеченность последнего водными ресурсами на малом расстоянии от выходов до разрабатываемой залежи.

Из изложенного выше следует, что формирование режимов разработки ферганских месторождений нефти и газа во многом зависит от особенностей гидрогеологического строения бассейна и определяется условием принадлежности данной залежи к водонапорным системам элизионного или инфильтрационного типа.

В заключение следует указать, что эксплуатация новых месторождений нефти и газа, поиски которых ведутся в центральных районах депрессии, будет выражаться режимом упругим или газовой шапки, затем режимом растворенного газа и сопровождаться быстрым снижением отбора и пластовых давлений в пластах с низкими коллекторскими свойствами. Напротив, для участков с хорошими коллекторскими свойствами условия эксплуатации могут быть более благоприятными вследствие накопления в пласте весьма значительных запасов избыточной жидкости и лучших условий ее перераспределения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азимов П.К., Семашев Р.Г. Некоторые вопросы гидродинамики и гидрохимии пластовых вод Ферганского бассейна. Труды МИНХиГП, вып. 78. М., «Недра», 1969.

2. Семашев Р.Г. Особенности природных водонапорных систем на примере Ферганского нефтегазоносного бассейна. Изв. вузов «Нефть и газ», 1969, № 2.

3. Уэллер Дж.М. Уплотнение осадков. - В кн.: «Проблемы нефтяной геологии в освещении зарубежных ученых». М, Гостоптехиздат, 1958.

4. Флорин В.Д. Основы механики грунтов, том. 2. М., Госстройиздат, 196Г.

5. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959.

ВНИИ газ, МИНХиГП, СредАзНИПИнефтъ

Таблица 1 ВЕЛИЧИНЫ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПАЛЕОГЕНА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ФЕРГАНЫ (ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ)

Пласты	Месторождения	Проницаемость, мД
III	Избаскент	3-100
»	Палванташ	1-5
»	Южный Аламышик	0-150
IV	Северный Сох	46-1500
»	Палванташ	2-10
V	Избаскент	5-60
»	Наманган	15-20
»	Западный Палванташ	до 30
»	Палванташ	50-500
»	Чимион	до 60
»	Южный Аламышик	20-30
VI	Западный Палванташ	до 10
»	Южный Аламышик	20-30
VII	Избаскент	15-60
»	Западный Палванташ	до 20
»	Палванташ	200-500
»	Южный Аламышик	200-300
»	Ходжаабад	200-300
VIII	Западный Палванташ	до 10
»	Палванташ	до 60
»	Ходжаабад	до 150
IX	Избаскент	100-1500
»	Западный Палванташ	50-60

Таблица 2 УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ И СМЕНЫ РЕЖИМОВ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ПО ПРОДУКТИВНЫМ ПЛАСТАМ ПАЛЕОГЕНА ФЕРГАНЫ

Режим разработки
упругий	газовой шапки	растворенного газа	упруго-водонапорный	гравитационный	водонапорный
III пласт
Майлису IV			Ходжаабад
Избаскент
Палванташ
Бостон		Бостон
Ким		Ким
Нефтеабад		Нефтеабад	Нефтеабад	Ким
Андижан		Чангырташ
Чангырташ		Южный Аламышик
Южный Аламышик
IV пласт
Гальча-Чонгара
Палванташ		Палванташ
Андижан Северный Сох
Яркутан		Яркутан		Яркутан
Чаур		Чаур		Чаур
V пласт
Майлису IV	Палванташ
Избаскент
Наманган
Южный Аламышик		Южный Аламышик
Западный Палванташ
Чимион		Чимион
Ким		Ким			Чимион
Майлисай		Май л исай		Ким
Андижан			Андижан
VI пласт
Южный Аламышик		Южный Аламышик	Ходжаабад
Западный Палванташ			Западный Палванташ
Ким		Ким		Ким
Палванташ		Палванташ
VII пласт
Майлису IV			Андижан
Избаскент			Хонджаабад
Западный Палванташ			Западный Палванташ
Южный Аламышик		Южный Аламышик		Южный Аламышик
Ким	Палванташ	Ким	Палванташ
				Ким
VIII пласт
Северный Сох			Северный Сох
Западный Палванташ			Западный Палванташ
Ходжаабад		Ходжаабад	Ходжаабад
Палванташ			Палванташ
IX пласт
Избаскент
Западный Палванташ			Западный Палванташ

Рисунок Схемы распределения изобар в депрессионной зоне Избаскента по III, V, VII, IX пластам палеогена (по состоянию на период эксплуатации 1955-1964 гг.).

1 - разрывные нарушения; 2 - изогипса по кровле данного пласта, оконтуривающая сводовую часть складки; 3 - номер скважины; 4 - изобары в зоне депрессии по IX пласту (за период эксплуатации 1955-1964 гг.), и по III, V, VII пластам (за период 1955-1962 гг.); 5 - изобары по IX пласту (за период 1962-1964 гг.)

Величина пластового давления приведена к абсолютной отметке -1000 м.